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La propuesta de tarifa para usuarios autoproductores de energía en Honduras ha generado un amplio debate entre más de 30 usuarios de 16 instituciones que participaron en el proceso de consulta pública de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Este esquema, que busca regular el aporte de los autoproductores al sistema eléctrico nacional, ha sido considerado un avance positivo hacia la promoción de fuentes renovables de energía. No obstante, los participantes identificaron áreas de mejora clave para maximizar su impacto y viabilidad a largo plazo.

Una de las preocupaciones recurrentes fue la limitación en el tipo de tecnología incluida en la propuesta. Actualmente, la tarifa solo aplica para usuarios con instalaciones solares fotovoltaicas. Un participante señaló que “esta tarifa solo será aplicable para quienes tienen instalaciones fotovoltaicas. ¿Al haber otra tecnología de autoproducción se propondrá otra tarifa?”, lo que plantea la necesidad de ampliar el esquema a otras fuentes de energía renovable. Esta diversificación podría aumentar la adopción de tecnologías sostenibles, favoreciendo la estabilidad del sistema eléctrico al integrar diversas fuentes.

Otra propuesta importante se enfocó en la revisión periódica de las tarifas. Varios participantes sugirieron que se implemente un mecanismo de ajuste anual, que considere distintas variables como los avances tecnológicos. Uno de los comentarios destacados mencionaba: “Un proceso de revisión anual que considere factores como la evolución de la tecnología de medición y la capacidad de generación de los usuarios autoproductores aseguraría que la tarifa se mantenga competitiva y justa”.

El tema de los incentivos también fue ampliamente debatido. Aunque la propuesta actual incluye algunos beneficios, se sugirió ampliar las recompensas para aquellos autoproductores que inyecten más energía de la requerida a la red. Según varios usuarios, la tarifa debería ofrecer incentivos adicionales, especialmente en horas pico, cuando la demanda es mayor. “Ofrecer precios más altos para la energía que inyectan los autoproductores en horas pico aliviaría la demanda en la red”, expresó uno de los participantes, subrayando la importancia de ajustar los incentivos según el momento del día.

Un punto de interés adicional fue la falta de claridad sobre los medidores bidireccionales, dispositivos que permiten registrar tanto la energía consumida como la inyectada a la red. Algunos usuarios expresaron su inquietud sobre las características y requisitos técnicos y otros sobre los costos asociados a los mismos. Un comentario destacado cuestionó: “¿Se les cobrará el medidor cada mes a cada autoproductor conectado en media tensión? Debiera ser la cuota que permite la recuperación de esa inversión durante la vida útil del medidor, que ya la tarifa permite recuperar a la distribuidora. Adicionalmente, considerar ¿Por qué a los Autoproductores en baja tensión se les cobrará menos si también deben tener medición bidireccional?”.

De hecho, algunos usuarios ya cuentan con estos equipos instalados y advierten que por cómo está planteada la propuesta de tarifa, deberán pagar igual un costo fijo por su medidor ya adquirido: “Varios productores ya contamos con contador bidireccional por lo que no debería de haber costo por contador y casi todos los contadores instalados en el 2018 son bidireccionales por eso pienso no debería haber costo fijo por contador”.

También se propuso unificar los trámites en línea, lo que simplificaría la actualización de datos para los usuarios autoproductores, llegándose a recomendar que se implemente un mecanismo para la recopilación de datos eficiente y expedito.

Vinculado al tema datos, entendiendo que se implementará el sistema CALCUTA para el cálculo de tarifas provisionales de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), se postuló la idea de permitir que los interesados revisen el sistema antes de la aprobación, aseguraría que las variables utilizadas son justas y precisas, fortaleciendo la confianza en el proceso.

“Es imperativo que los interesados tengan acceso anticipado al sistema CALCUTA para asegurar que los datos reflejan de manera fidedigna las realidades operativas y financieras”, mencionó un participante, haciendo eco de la importancia de la transparencia en este proceso.

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México busca avanzar hacia una actualización de su marco normativo en materia de energía solar fotovoltaica. Este esfuerzo, liderado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), busca establecer reglas claras y actualizadas, por lo que ha trabajado junto con la iniciativa privada para revisar las normativas vigentes y adaptarlas a los avances tecnológicos y las necesidades del mercado actual.

Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la CRE, compartió detalles del progreso de este proyecto mediante una publicación en LinkedIn, donde subrayó la importancia del trabajo realizado hasta ahora. «El día lunes firmamos el resultado de la revisión del anteproyecto de trabajos del grupo de Sistemas Fotovoltaicos, rumbo a la primera NORMA OFICIAL MEXICANA de Sistemas Fotovoltaicos», señaló.

Este proceso, que comenzó el 6 de mayo de 2024, ha contado con la participación activa de un Grupo de Trabajo (GT) que inició con 73 expertos y culminó con 135, reflejando un crecimiento en el número de colaboradores. Asimismo, el número de organizaciones y asociaciones involucradas pasó de 22 a 35, demostrando el interés creciente en contribuir a la creación de un marco regulatorio que promueva la energía fotovoltaica en el país.

«Se logró un ambiente regulatorio variado e incluyente», destacó el comisionado, quien hizo hincapié en que todos los comentarios de los miembros del GT, 375 en total, fueron atendidos. Además, señaló que el anteproyecto incluye referencias a normas internacionales, como las del IEEE, IEC, UL y ASTM, lo que garantiza que los estándares regulatorios estén alineados con las mejores prácticas a nivel global.

Profesionales del sector valoran como positiva esta iniciativa. De acuerdo con Aldo Díaz Nuño, presidente Nacional del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), este esfuerzo colaborativo marca un hito en el desarrollo de la generación distribuida en México.

En declaraciones exclusivas para Energía Estratégica, Aldo Díaz Nuño destacó que esta actualización normativa es esencial para mantener el ritmo de crecimiento que ha tenido el sector en los últimos años. «El camino que se está siguiendo para lograr una norma oficial mexicana en materia de generación distribuida es un gran paso y un gran desarrollo», afirmó.

La energía fotovoltaica distribuida ha experimentado un crecimiento del 55% a nivel nacional, consolidándose como uno de los sectores más dinámicos del país. Según Díaz Nuño, esta rápida expansión requiere un respaldo normativo que ofrezca seguridad y certeza tanto a los desarrolladores como a los usuarios finales. “Es una industria que está creciendo mucho en México y necesita también un respaldo que tiene que ver con certeza y seguridad”, subrayó.

En este sentido, el presidente del CPEF indicó que el trabajo conjunto con organismos técnicos normativos a nivel federal y estatal es fundamental para asegurar que la normativa sea aplicable en todo el país y que refleje las necesidades de cada región. Además, señaló la importancia de otras actualizaciones normativas, como las normas 01586.02 y 1181.1, que empatan junto con el crecimiento de los certificados de CONOCER, ayudando a mejorar la certeza comercial y técnica en el sector.

Díaz Nuño también destacó que, junto con la actualización normativa, desde la iniciativa privada están tomando otras medidas importantes para mejorar la confiabilidad de la industria. Una de estas iniciativas es el lanzamiento de la licencia de vendedor fotovoltaico, que será implementada en colaboración con los principales estados del país. “Desde CPEF también estamos trabajando junto con los principales Estados en el lanzamiento de la licencia de vendedor fotovoltaico”, explicó.

Esta licencia será un complemento esencial para la normativa, ya que permitirá establecer estándares más altos tanto en la parte técnica como en la comercial. El objetivo es garantizar que los vendedores de sistemas fotovoltaicos cumplan con los requisitos necesarios para ofrecer productos y servicios de calidad, asegurando así la confianza de los consumidores y el crecimiento sostenido de la industria.

Siguientes pasos hacia la consulta pública

Ya terminada la revisión en el Grupo de Trabajo, el Anteproyecto se irá al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico (CCNNE) y, según comunicó el comisionado Jiménez, será presentado además ante el Órgano de Gobierno de la CRE para su aprobación como proyecto de consulta pública, en donde podrá ser evaluado por el público y los actores interesados en el sector energético. Este proceso de consulta permitirá afinar los detalles de la normativa antes de su implementación final, de acuerdo con la Ley de Infraestructura de la Calidad y otras.

Incertidumbre sobre el futuro del marco regulatorio

A pesar de los avances, algunos actores del sector energético han expresado sus dudas sobre el futuro de esta propuesta normativa en comentarios de la publicación del comisionado, especialmente ante los posibles cambios estructurales que podría enfrentar el organismo regulador.

Con la posibilidad de que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) sea absorbida por la Secretaría de Energía (SENER) en el corto plazo, se abre una interrogante sobre si estos esfuerzos normativos podrán continuar su curso de manera efectiva. La incertidumbre en torno al futuro de la CRE y la reconfiguración de las competencias regulatorias dentro del gobierno generan preocupación entre los profesionales del sector, quienes temen que estos cambios puedan frenar el avance de las iniciativas actuales.

Mientras algunos consideran que los esfuerzos hasta ahora son valiosos y necesarios, persiste la duda sobre si la futura estructura regulatoria será capaz de implementar y dar seguimiento a las normativas en proceso.

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Este año el fenómeno de El Niño ha dejado claro la necesidad de robustecer el sistema eléctrico y de diversificar la matriz hacia fuentes más limpias de energía en Colombia.

Tal como explica el último reporte de la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés), durante ese período, los embalses del país alcanzaron mínimos históricos del 30% en abril y la demanda eléctrica nacional creció más del 8% en marzo de 2024, respecto al año anterior. 

Para mitigar esto, el gobierno colombiano emitió una resolución que exige la máxima utilización de energía renovable variable (VRE) y eliminó las sanciones por desviaciones de los objetivos de energía para tales generadores. Además, detuvo las exportaciones de electricidad a Ecuador por lo que este se vio obligado a iniciar el racionamiento eléctrico.

En este contexto, al iniciar la crisis desatada por este evento climático, KLIK ENERGY, primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía, contó con una disponibilidad de 3,5GWh/día para suministrar al país, a través del programa de DDV (Demanda Desconectable Voluntaria), lo que representó el consumo diario de 350.000 hogares. 

Además, con su campaña “Cada Klik cuenta para la cuenta”, que ha impactado a más de 1,2 millones de personas, la empresa buscó incentivar las buenas prácticas de consumo energético tanto en los grandes consumidores de energía como en los usuarios en general, reafirmando su compromiso con la confiabilidad del sistema energético colombiano. 

Tras su importante labor como comercializador de energía en esta época crítica,  Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, revela a Energía Estratégica los grandes pendientes que debe resolver el país para hacerle frente a los picos de demanda esperados en los próximos periodos de estiaje.

“Algunas de las lecciones aprendidas tras el fenómeno de El Niño son la necesidad de: fortalecer los sistemas de alerta temprana; diversificar la matriz energética; optimizar la gestión de los embalses preventivos e implementar mecanismos de respuesta a la demanda”, explica.

Y agrega: “A través de empresas como Klik y el uso de la tecnología, podemos ahorrar energía permanentemente en Colombia para garantizar el abastecimiento de energía en el país y, a su vez, que los usuarios obtengan ingresos bajo el programa de Respuesta de Demanda (RD)”.

En efecto, Quintana considera fundamental la reactivación del Mecanismo RD de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que se asemeja a la fase II del mecanismo transitorio. 

“Este mecanismo logró exitosamente gestionar la demanda energética durante el fenómeno de El Niño, garantizando la estabilidad y suficiencia energética del país. Durante esa etapa, Klik Energy fue uno de los principales agregadores de energía, contribuyendo con el 14% del total de la energía, equivalente al consumo de 400,000 hogares colombianos”, señala.

Según el experto, esta normativa es importante para el país ya que permitirá un mayor impulso a la adopción de energías renovables al tiempo que resuelve la intermitencia y variabilidad de este tipo de tecnologías.

Grandes retos del sector eléctrico colombiano

Para lograr la diversificación de la matriz hacia fuentes más limpias, el ejecutivo señala que el país no está exento de grandes desafíos.

“El sector energético colombiano se ha caracterizado por ser tradicional. Dentro de los grandes retos que presenta este sector está el seguir desarrollando y actualizar la normativa que facilite la inversión y operación en el sector energético, garantizando al mismo tiempo la sostenibilidad y la protección del medio ambiente a través de programas como el Demanda Desconectable Voluntaria (DDV)”. 

A su vez, Quintana sugiere la adopción de nuevas tecnologías como el almacenamiento de energía y las redes inteligentes ya que estas contribuyen a garantizar la confiabilidad del suministro eléctrico.

 Por otro lado, propone la implementación de soluciones digitales para mejorar la gestión y operación del sistema energético y facilitar la toma de decisiones informadas ante problemas que puedan poner bajo amenaza la energía de Colombia. 

Y concluye: “Por último, desde Klik Energy consideramos sumamente relevante el trabajo continuo y colaborativo que debe tener el sector público y privado para que se desarrollen más procesos innovadores que nos permita seguir robusteciendo esta industria”. 

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Las altas temperaturas de verano en Ecuador y fenómenos climáticos como El Niño generan una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por parte de los usuarios para hacer frente a las olas de calor.

Ante esta situación que se repite año a año, crece el apetito por invertir en energías renovables para garantizar el suministro eléctrico a nivel nacional y reemplazar a las hidroeléctricas, principal fuente energética del país.

Bajo esta premisa, el ingeniero y docente investigador Alexander Mero, analiza la coyuntura del país y llama a que el Gobierno genere un marco regulatorio claro y transparente a largo plazo con una planificación adecuada para robustecer el sistema eléctrico nacional

“Lamentablemente, la generación eléctrica en el país ha dependido en un 78% de la energía hidráulica, sin una preparación adecuada para las épocas de estiaje. Este enfoque ha dejado al país vulnerable a las variaciones climáticas y ha expuesto la necesidad de diversificar la matriz energética”, explica. 

Y agrega: “La llegada de la barcaza turca para suplir la demanda energética representa una solución temporal que ayuda a cubrir el déficit energético de manera rápida pero tiene implicaciones ambientales y económicas que deben ser cuidadosamente evaluadas. Si queremos evitar estas consecuencias, es crucial que el país invierta en infraestructura eléctrica sostenible y en fuentes de energía renovable para asegurar un suministro energético confiable a largo plazo”.

En este sentido, Mero asegura que Ecuador necesita políticas consistentes y de largo aliento para impulsar el desarrollo de energías renovables. 

De acuerdo al especialista, las políticas actuales, aunque están bien intencionadas, a menudo sufren retrasos debido a cambios gubernamentales y dependencia del sector privado. 

“Ejemplos de avance son: la normativa de la ISO 50001 para grandes clientes, que exige que estén acreditados para el 2025 y la Ley de Eficiencia Energética, que establece un marco para promover proyectos que transformen la matriz energética. Sin embargo, se necesitan más políticas que ofrezcan incentivos fiscales, subsidios y apoyo técnico para proyectos de energía renovable”, insiste. 

Además, afirma que es vital fomentar la investigación y el desarrollo en este campo, involucrando tanto a universidades como al sector privado para crear un ecosistema de innovación energética.

Según el investigador, el incremento de la demanda energética y la falta de estudios adecuados para crear iniciativas que reduzcan la dependencia de la generación hidráulica evidencian la necesidad de diversificar la matriz energética del país. Para ello, es esencial que Ecuador invierta en nuevas tecnologías y proyectos de energía renovable que aseguren un suministro energético sostenible y confiable. 

“Como profesionales en el campo de la energía, tenemos la responsabilidad de fomentar la investigación y el desarrollo de nuevas tecnologías, así como de educar a las nuevas generaciones para que adopten un enfoque innovador y sostenible. Solo a través de un esfuerzo conjunto podremos minimizar el impacto ambiental y asegurar un futuro energético más limpio y seguro para el país”, concluye.

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El gobierno de Argentina designó oficialmente al ex CEO de YPF, Daniel González, como nuevo secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, quien se sumará al gabinete de Luis Caputo en el Ministerio de Economía. 

La designación se debe a una decisión del titular de Palacio de Hacienda con el objetivo de tener mayor influencia en las decisiones y políticas energéticas que se tomen a nivel país. 

“González es mano derecha de Caputo y llegó al gobierno para manejar y ordenar algunos temas y desórdenes de la Secretaría de Energía y la Sec. de Minería, a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo y Luis Enrique Lucero, respectivamente”, afirmaron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

“Ya trabajaba bajo el ala del Ministerio de Economía desde hace semanas y sólo faltaba la designación formal. Por lo que ahora que tiene el cargo formal, seguramente tome decisiones oficiales”, explicaron.

Es decir que el nuevo funcionario tendrá la misma jerarquía que la actual Secretaría de Energía y podría incidir en las medidas a futuro, considerando algunas internas en medio de la reforma del mercado eléctrico y los cambios regulatorios correspondientes que propone el Poder Ejecutivo. 

Entre esas modificaciones están aquellas plasmadas en la ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, por la cual aprobó la declaración de la emergencia energética, la privatización total de Energía Argentina (ENARSA) y las reformas a Leyes N° 15.336 y 24.065 con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

Con ello el Poder Ejecutivo pretende “adecuar” las tarifas del sistema energético para que éstas reflejen el costo real del suministro y propender a la explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con las distribuidoras actuando como agentes de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al MEM y al Fisco. 

Incluso, González conformará el Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), creado el pasado martes 3 de septiembre a través de la Resolución 814/2024, con el fin de aceptar o rechazar las propuestas que se presenten. 

De ese modo, el ex CEO de YPF se sumará a los titulares de la Secretaría de Planeamiento Estratégico Normativo de la Presidencia de la Nación y de las Sec. de Producción, Infraestructura, Finanzas, Hacienda y Legal y Administrativa, del Ministerio de Economía. Mientras que Rodríguez Chirillo quedó fuera de la nómina, a pesar de la importancia que podría tener el RIGI en el desarrollo de nuevas líneas de transporte eléctrico, proyectos de generación renovable o de producción de hidrógeno verde. 

“Posiblemente se vengan etapas de cambios y nuevas definiciones en el sector”, auguraron fuentes cercanas a este portal de noticias. 

Aunque cabe recordar que la gestión presidencial de Alberto Fernández contó con una entidad encargada de organizar subsecretarías de Energía y ministerios de gobierno con respecto a la política implementada en la Secretaría de Energía pero que no continuó una vez arribó el gobierno de Javier Milei: la Subsecretaría de Coordinación Institucional de Energía, que estuvo a cargo de Guillermo Usandivaras entre julio 2021 y noviembre 2022, y María Florencia Álvarez Travieso desde noviembre 2022 a diciembre 2023. 

Historial de Daniel González

Es un especialista formado en el Cardenal Newman – del mismo modo que Luis Caputo – y Licenciado en Administración de Empresas en la Universidad Católica Argentina (UCA). Ingresó a YPF en 2012 tras la nacionalización de la compañía y se desempeñó en distintas posiciones, entre ellas como Chief Financial Officer (CFO – director financiero) y actuó luego como CEO interino. 

Pero antes de su paso por la petrolera, trabajó en el banco Merrill Lynch/Bank of America en Buenos Aires y Nueva York. Y posteriormente hizo lo propio como director ejecutivo del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA).

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La firma brasileña Orizon Valorização de Resíduos ha adjudicado al grupo Sener los servicios de ingeniería de la propiedad de la primera planta de valorización energética de residuos de Latinoamérica. La planta URE Barueri supondrá un innovador proyecto de economía circular, pionero en la región.

La construcción tendrá lugar en la ciudad de Barueri, en el estado brasileño de São Paulo. La URE Barueri procesará aproximadamente 300.000 toneladas anuales de residuos sólidos, evitando el envío a vertedero de los desechos de cerca de 850.000 habitantes de la zona. De este modo, transformará estos residuos en suficiente energía limpia como para satisfacer las necesidades energéticas de 320.000 personas.

La planta, diseñada para procesar 870 toneladas de residuos al día y estar operativa casi 340 días al año, contará con un avanzado sistema de tratamiento de gases de última generación para cumplir los más estrictos requisitos de emisiones. Además, la turbina, de 20 MW de potencia, producirá energía de forma predecible y estable, contribuyendo a la estabilidad de la red.

Según Adilea Quaresma, Country Manager de Sener en Brasil, “iniciativas como la URE Barueri son necesarias para avanzar hacia un modelo económico más sostenible, basado en modelos de consumo y producción responsables. La gestión de residuos es clave para mitigar su impacto climático, pero, además, la tecnología permite revalorizarlos para emplearlos como una fuente energética limpia”. Y concluye: “agradecemos a Orizon la confianza depositada en nosotros para hacer realidad un proyecto del que nos sentimos orgullosos de formar parte y que se suma a los realizados por Sener en Brasil, como como GNA-I, GNA-II y tantos otros”.

Los proyectos de valorización energética, muy adoptados en países asiáticos y europeos, donde ya no existen áreas para vertederos, han comenzado a ganar terreno en América Latina. “Somos precursores en la implementación de la solución, lo que nos permite estar aún más preparados para las próximas oportunidades en el sector”, considera Milton Pilão, CEO del Grupo Orizon.

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“El nacimiento de Strategic Energy Corp marca un hito en nuestra expansión, permitiéndonos consolidar proyectos actuales y lanzar nuevas iniciativas globales», afirmó Gastón Fenés, CEO y fundador de SEC.

“Ambas compañías han sido referentes en sus campos y, gracias a esta fusión, multiplicaremos nuestro alcance de audiencia, lo que potenciará el posicionamiento de nuestros partners”, celebra Fenés.

Con la fusión, SEC supera más de 50.000 usuarios únicos que se informan diariamente a través de sus portales de noticias, 200.000 seguidores en LinkedIn; y amplía su base a 150.000 contactos clave de la industria de las energías limpias y la movilidad eléctrica en todo el mundo, lo que facilita el desarrollo de campañas de posicionamiento estratégicas y segmentadas de acuerdo a los intereses de nuestros aliados.

Cabe destacar que más de 500 empresarios y ejecutivos participan de manera presencial en cada uno de los eventos presenciales organizados por Future Energy Summit (FES), un proyecto insignia de la marca Energía Estratégica en alianza con Invest In Latam, que lleva a cabo una gira de networking con líderes del sector energético en países como Argentina, República Dominicana, México, España, Colombia y Chile. 

“FES es hoy la marca con más eventos sobre energías renovables en Latinoamérica y nos complace anunciar que en 2025 realizaremos nuestro primer evento presencial en la ciudad de Lima (Perú) reuniendo a los principales actores del mercado, sumando en total siete encuentros internacionales en la región», añadió Fenés.

La nueva empresa operará bajo el nombre de Strategic Energy Corp, pero mantendrá sus marcas principales con amplia trayectoria: Energía Estratégica, enfocada en energías renovables; Mobility Portal, especializado en movilidad eléctrica y sostenible; y Future Energy Summit, encargado de la organización de eventos presenciales y virtuales.

En este contexto, Fenes anuncia el lanzamiento de Strategic Energy Data, una plataforma inteligente que proporcionará información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y energías renovables en Latinoamérica.

Definición de Strategic Energy Corp

Strategic Energy Corp es un grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.

Nos enfocamos en ayudar a las empresas a posicionar su marca en mercados clave, conectando a los principales tomadores de decisión de la transición energética.

Contamos con portales de noticias internacionales, organizamos eventos presenciales y virtuales, y gestionamos el centro de datos con información estadística y regulatoria más actualizada de los sectores de energía y automoción.

Nuestro compromiso es acelerar la transición energética para un futuro más sostenible, respaldando a nuestros clientes con campañas de posicionamiento innovadoras y visión global.

Nuestras Unidades

Energía Estratégica Portal de noticias sobre energías renovables líder en Latinoamérica: www.energiaestrategica.com
Strategic Energy Europe Portal de noticias sobre energías renovables líder en Europa: www.energiaestrategica.es
Mobility Portal Latinoamérica Portal de noticias sobre movilidad eléctrica líder en Latinoamérica: www.mobilityportal.lat
Mobility Portal Europe Portal de noticias sobre movilidad eléctrica líder en Europa: www.mobilityportal.eu
Future Energy Summit Empresa de eventos presenciales y virtuales sobre energías renovables líder en Latinoamérica y Europa: www.futurenergysummit.com
Strategic Energy Data Plataforma inteligente con información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y energías renovables en Latinoamérica. (MPD)

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Future Energy Summit (FES), la plataforma de eventos organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, convocó a destacadas figuras del sector energético para participar de la cuarta edición en Colombia.

Más de 500 profesionales asistirán a esta cita que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

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Una de ellos es Javier Campillo, viceministro de Energía del país quien brindará su visión sobre la apuesta renovable en la región Andina durante la jornada del miércoles 30 de octubre.

Los aportes de este funcionario resultan de gran interés para el sector energético ya que antes de asumir el cargo de Viceministro en noviembre del 2023, Campillo ocupó el puesto de director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (IPSE).  Allí, lideró numerosos proyectos de energía, incluida la generación de más del 50% de la energía eléctrica en el campus de la Universidad Tecnológica de Bolívar a través de una planta solar fotovoltaica.

A su vez, fue responsable del desarrollo del programa de manejo integral de canales, lagos y lagunas, ciénagas y caños de Cartagena y diseñó la primera embarcación libre de emisiones en Colombia, con propulsión eléctrica y recarga solar a bordo, promoviendo una alternativa sostenible para la gestión de los cuerpos de agua en la ciudad.

Además, dirán presente líderes del sector como  Carlos Adrián Correa Flórez, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia); Kathrine Simancas, Directora de Energía & Gas de ANDESCO.

Carlos Adrián Correa Flórez cuenta con más de 18 años de experiencia entre sistemas de energía eléctrica a nivel industrial, investigación de alto nivel en múltiples áreas de la ingeniería eléctrica, energías renovables, planeación de redes de transmisión y redes inteligentes.

Ha participado como coinvestigador e investigador principal en múltiples proyectos de innovación e investigación y, así mismo, ha sido autor/coautor en 80 publicaciones científicas en journals, conferencias y capítulos de libro.

Es egresado de Ingeniería Eléctrica y de la Maestría en Ingeniería Eléctrica en el área de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de la Universidad Tecnológica de Pereira y es Ph. D. en Energía y Procesos de la Universidad Paris Sciences et Lettres.

Durante la cita, se espera que el director de la UPME revelé las últimas novedades en materia de regulación, tras confirmar en diálogo con Energía Estratégica, su compromiso por avanzar en la diversificación de la matriz energética para reducir la dependencia hidroeléctrica a través de la adopción y penetración de energías renovables. 

A su vez, se contará con la visión clave de Mónica Gasca, economista con maestría en políticas públicas que cuenta con más de ocho años de experiencia analizando y desarrollando normativas y políticas públicas relacionadas con energías renovables.

Gasca trabajó en el Ministerio de Minas y Energía donde estuvo encargada de liderar las estrategias para la Transición Energética del país; fue coordinadora de la Misión de Transformación Energética para la modernización del sector, la iniciativa de Geotermia y la estrategia de Hidrógeno. Así mismo, ha trabajado en empresas como Ser Colombia, Ernst & Young, Fedesarrollo y ANDEG.

Se espera que durante el encuentro, Gasca comparta cómo viene trabajando la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) para impulsar más proyectos de este vector energético y cumplir con las metas establecidas para 2030.

A su turno, Raúl Lancheros, experto en política energética y regulación económica, brindará la visión de Acolgen y explicará por qué es necesario en Colombia el lanzamiento de nuevas subastas de largo plazo para la ejecución de nuevos proyectos renovables y un marco normativo que contemple la remuneración de servicios complementarios para promover tecnologías como el almacenamiento.

Por su parte, Kathrine Simancas, Directora de Energía & Gas de ANDESCO asociación gremial sin ánimo de lucro que representa los intereses de las empresas afiliadas de servicios públicos domiciliarios y de comunicaciones, expondrá sobre la importancia en la construcción de políticas públicas que promuevan mejores prácticas que ayuden al crecimiento sostenible del sector.

La entidad promueve la sostenibilidad, entendida como la integración entre lo económico, lo social y lo ambiental, en los ámbitos nacional e internacional, fomentando la creación de valor compartido para las comunidades y demás grupos de interés en el marco de la equidad y la competitividad con objetivos claros para impulsar un marco institucional adecuado, propiciar la cultura de la responsabilidad social y ambiental y generar espacios de gestión de conocimiento.

Con la participación de estos destacados oradores, FES Colombia ofrece el escenario ideal para que importantes players del sector puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias  en torno a la industria renovable.

Durante estos dos días, habrá una amplia variedad de oportunidades de networking y se realizarán entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales que abordarán los temas más apremiantes que atraviesa la industria de las energías limpias.

Teniendo en cuenta el éxito de las ediciones anteriores, stakeholders manifestaron su interés por volver a participar del evento. En efecto, se puede revivir el summit del año pasado que contó con la asistencia de la ex ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, haciendo click aquí. 

De esta forma, tal como sucedió el año pasado, en el próximo evento de FES Colombia también se disertará sobre el panorama de inversiones y financiamiento para tecnologías de generación como fotovoltaica y eólica, como así también almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

Adquiera su entrada para acceder al Future Energy Summit Colombia, 29 y 30 de octubre en el hotel Marriott Bogotá a través de este link.

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La transición energética en Centroamérica enfrenta retos importantes, pero también ofrece oportunidades significativas para consolidar una seguridad energética regional y contribuir a los esfuerzos globales contra el cambio climático.

El Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) ha sido fundamental para la transportación de electricidad entre los estados de la región, pero sería necesario ir más allá en el horizonte que podrían explorar sus participantes:

«Es importante y prioritario que como países centroamericanos tengamos una estrategia muy concreta, no solo asociada a la interconexión, sino al tema energético en general», observó Rosilena Lindo Riggs, exsecretaria de Energía de Panamá.

La preparación para la próxima Conferencia de las Partes de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático es vista por Lindo Riggs como una oportunidad crucial para acelerar la transición. Por eso, la exsecretaria de Energía de Panamá subrayó la necesidad de que la región presente una postura clara y firme en lo que será la COP29 en Bakú (Azerbaiyán).

“Debemos llevar una posición muy consolidada para facilitar un lenguaje de negociación que permita el flujo de inversión en el sector energético”, afirmó, señalando que una presentación unificada permitirá que Centroamérica demuestre su compromiso con la resiliencia energética de la región, contribuyendo así a alcanzar los objetivos globales de sostenibilidad y adaptación al cambio climático.

Ahora bien, uno de los mayores desafíos para la región en estos momentos no pasa solo por acuerdos en materia de política energética sino también por lograr una armonización regulatoria entre los países centroamericanos. Lindo menciona que el ente operador regional, junto con los reguladores de cada país, tiene un rol crucial en este proceso: «Tenemos un marco regulatorio importante que hace que el SIEPAC funcione, pero necesitamos prepararnos para una nueva regulación que permita la integración de las nuevas tecnologías de transición energética».

Desde la perspectiva de Lindo Riggs, no basta con conectarse eléctricamente; los países deben enfocarse en aprovechar sus capacidades y potencial de tecnologías competitivas como las energías renovables y en desarrollar proyectos de hidrógeno verde y otros energéticos limpios que podrían ganar mercado en los próximos años.

«Geopolíticamente hablando es clave asegurar, valga la redundancia, la seguridad energética tanto de combustibles líquidos como de combustibles gaseosos como de electricidad en concreto y trabajar apropiadamente para construir una verdadera resiliencia energética en la región centroamericana, pero se parte de entendiendo y conociendo el potencial de cada uno», observó.

Es por ello que la exfuncionaria, en exclusiva para Energía Estratégica, resaltó la importancia de dimensionar aquello que se podría lograr con lo que hay e identificar los pendientes a trabajar:

«Debemos cuantificar exactamente cada uno de los proyectos de inversión que tenemos, evaluar claramente el potencial de generación de hidrógeno verde y derivados, y analizar cuáles van a ser las necesidades de consumo y qué quedaría de excedente para exportar».

Para Rosilena Lindo Riggs, este enfoque permitirá a la región no solo garantizar su propia seguridad energética, sino también crear excedentes para exportar, lo que podría llegar elevando las estrategias de geopolítica energética de Centroamérica.

Además, subrayó que la seguridad energética no solo debe limitarse a la electricidad: «Es clave asegurar la seguridad energética tanto de combustibles líquidos como de combustibles gaseosos», comentó, añadiendo que construir una verdadera resiliencia energética debe ser una prioridad en la agenda regional. En tal sentido, la exsecretaria aboga por un enfoque a largo plazo, con proyecciones anuales y quinquenales que permitan aumentar el uso de las energías renovables y la producción de energéticos sostenibles, asegurando tanto el consumo interno como la posibilidad de exportación.

En cuanto a las señales que los gobiernos centroamericanos pueden dar para catalizar inversiones en energías renovables, Lindo Riggs enfatiza la importancia de ofrecer claridad de lo que se quiere lograr:

«Dimensionar también lo que la política pública está esperando y lo que el sector inversionista necesita, agrupando esas inversiones y buscando mecanismos diversos para hacer procesos de contratación a nivel regional que nos aseguren la competitividad de los precios que estamos buscando para la venta de esa energía es lo que nos va a llevar a una economía de escala».

En tal sentido, la geopolítica energética se erige como un pilar esencial para Centroamérica en su camino hacia una transición energética justa y sostenible con fuentes renovables. Entre los mecanismos más efectivos, menciona desde habilitar esquemas de comercialización y de adquisición, hasta licitaciones regionales.

«Panamá tiene planes muy concretos con una alta inversión, pero necesitamos mucho más para llegar al 100% de la transición energética y en la misma situación están nuestros países centroamericanos también. Por ello, a través de buscar nuevos mecanismos diferentes, habilitar esquemas de comercialización y de adquisición, por qué no de licitaciones regionales sería algo interesante a explorar para ser aún más atractiva la inversión internacional, la inversión extranjera con aliados locales en el territorio».

A su juicio, el éxito también vendrá dado por  una estrecha colaboración entre gobiernos, sector privado y las comunidades locales, ya que, siguiendo su análisis, una transición energética debería ser justa y sostenible:

«No podemos dejar de lado el claro rol preponderante que tienen que jugar nuestras comunidades que residen en los en los territorios donde se van a estar dando estas inversiones que no sean solo actores del proceso sino que también que sean en parte aliados y socios del proceso va a facilitar que hayan invasiones más justas más sostenibles buscando también que esa inversión venga orientada con equidad».

La entrada Geopolítica como clave para la sostenibilidad de la producción, comercialización, consumo y exportación de energéticos se publicó primero en Energía Estratégica.

El Senado de Brasil aprobó el segundo proyecto de ley de fomento al hidrógeno del país (PL 3027/2024), el cual en esta oportunidad establece reglas para el Programa de Desarrollo de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (PHBC), entendido como aquel cuya producción emite hasta 7 kg de CO2 o gases de efecto invernadero equivalentes.

La particularidad es que el PHBC estaba incluido en el primer marco regulatorio para el hidrógeno bajo en carbono ((PL 2308/23 – sancionado en agosto del corriente año), pero vetado en primera instancia por el presidente Luis Inácio Lula da Silva durante la sanción de la ley bajo el argumento de la falta de seguridad jurídica y riesgos fiscales. 

Es decir que este proyecto de ley llena un vacío dejado por el veto presidencial y el programa regresa reajustado en beneficio del sector energético, dado que garantizará incentivos y créditos fiscales por la venta de hidrógeno bajo en carbono y sus derivados. 

El crédito fiscal total podrá concederse entre 2028 y 2032 será de R$ 18.300.000.000 (alrededor de USD 3.276.515.000), que podrá cubrir hasta el 100 % de la diferencia de precio entre el H2 de bajas emisiones y sus sustitutos contaminantes

Mientras que los límites anuales se repartirán de la siguiente manera, aunque cabe aclarar que el dinero no se utiliza en uno de esos años, recién podrá reasignarse a partir del 2032: 

R$ 1.700.000.000 en 2028 
R$ 2.900.000.000 en 2029
R$ 4.200.000.000 en 2030
R$ 4.500.000.000 en 2031
R$ 5.000.000.000 en 2032.

La prioridad de los incentivos será para los sectores industriales difíciles de descarbonizar, como por ejemplo los fertilizantes, acero, cemento, productos químicos y petroquímicos, además de fomentar el uso del hidrógeno en el transporte pesado, como el marítimo.

Aunque los proyectos en cuestión se seleccionarán mediante procedimiento competitivo, con la concesión de créditos inversamente proporcionales a la intensidad de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del H2 producido, incluyendo criterios de contribución al desarrollo regional, mitigación del cambio climático, innovación tecnológica o diversificación industrial.

Por tanto, los beneficiarios (sean productores u off-takers) podrán utilizar esos créditos para compensar montos a pagar en otros impuestos, en caso de no existir gravámenes a compensar, solicitar el reembolso que se realizará dentro de los 12 meses siguientes a la solicitud.

Pero si el ganador del concurso no implementa el proyecto beneficiado o lo hace en violación de la ley o reglamento, estará sujeto a una multa de hasta el 20% del valor del crédito; a la par que deberá devolver el importe equivalente a los créditos reembolsados..

“Ambas leyes son un avance muy importante para la transición energética de Brasil, porque se reconoce el papel del hidrógeno para construir proyectos, producir y exportar H2V en gran escala. Esto trae un ambiente estable para las inversiones y memorándums de entendimiento nacionales e internacionales”, sostuvo Fernanda Delgado, directora ejecutiva de la Asociación Brasilera de la Industria del Hidrógeno Verde (ABIHV).

“Esta implementación y sus respectivos incentivos fiscales pueden llevar a Brasil a una revolución energética de procesos productivos que sean bajo intensivos en carbono. Además que la ley define los tipos de hidrógeno, entre ellos el concepto de H2 renovable y las tecnologías que contempla, y el H2 electrolítico”, agregó. 

A partir de estas dos normativas y las iniciativas privadas, desde el sector confían en que antes de fin de año se concreten las reglamentaciones correspondientes, donde se definirán cómo serán las licitaciones y los criterios específicos para acceder a los créditos, cómo se distribuirá el dinero, entre otros puntos. 

“Ojalá en inicios del 2025 tengamos las primeras subastas de hidrógeno verde”, anheló Fernanda Delgado.

La entrada Brasil aprobó su segunda ley de hidrógeno y el sector confía que se concretarán subastas en 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

Freirina se convierte en la primera comuna en Chile en implementar un modelo de gobernanza para una Mesa de Energía Territorial, destacándose como referente nacional en la transición energética inclusiva y sostenible. La firma de esta gobernanza refuerza el trabajo colaborativo entre el sector público, privado y las comunidades, asegurando que los beneficios de la transformación energética lleguen a todas y todos los ciudadanos.

Este hito se enmarca en la Agenda de Energía 2022-2026, que promueve la participación activa de las comunidades en las decisiones energéticas de sus territorios. De esta manera, las mesas se constituyen como un espacio democrático, horizontal, colaborativo con una visión y un objetivo común.

Yenny Valenzuela Araya, Seremi de Energía de Atacama, destacó la relevancia de este hito, señalando que: «Nuestro objetivo como Gobierno del Presidente Gabriel Boric es claro: queremos que la Transición Energética sea una oportunidad para todas y todos. Un proceso en el que cada comunidad pueda participar, decidir y beneficiarse de los proyectos energéticos que se desarrollan en su territorio».

En tanto que, la delegada presidencial provincial de Huasco, Karina Zarate Rodríguez, afirmó: “A través de este trabajo colaborativo, el municipio, las empresas y las comunidades permite realizar de manera más armónica la labor creo que es fundamental, mantener siempre el diálogo con las comunidades que son los representantes de sus territorios. (…) Yo valoro bastante esta instancia de que Freirina nuevamente se esté destacando, la firma de una gobernanza que permite el trabajo y el respeto hacia nuestras comunidades”.

Cecilia Dastres Abarca, jefa de la División de Participación y Diálogo Social del Ministerio de Energía, explicó que: “estas Mesas de Energía Territorial tienen como objetivo que haya un trabajo mancomunado entre las empresas, los municipios y las comunidades para que la presencia de los proyectos en los territorios genere, de alguna manera, beneficios para las comunidades que son vecinas de estos proyectos”. 

En este sentido, Dastres detalló que “La transición energética no es posible si las comunidades no sienten que convivir con proyectos de energía es una buena noticia y les trae beneficios para su propio desarrollo local. Como queremos lograr la carbono neutralidad, lograr efectivamente mitigar los impactos del cambio climático, necesitamos instalar proyectos de energía en los distintos territorios y eso solo va a ser posible en la medida que las comunidades sientan que hay beneficios para ellos. Esta mesa es una un símbolo de eso, es el mecanismo para hacerlo y nos encanta que ésta sea la primera mesa que se inaugura en el país”.

 FREIRINA

El alcalde de Freirna, César Orellana Orellana, mostró su alegría ante este hito, destacando la participación de las empresas, el Gobierno y las comunidades: “Hoy día hemos escuchado el testimonio de las organizaciones, relevando la consideración en lo que queremos para nuestro territorio. Así que yo estoy muy contento y agradecido también del Ministerio de Energía, porque estamos cumpliendo hoy día un tremendo desafío y, además, siendo un hito importante, esta primera mesa a nivel nacional, creo que se cumple el objetivo y bueno, cuando tenemos todos un mismo fin, que en este tipo de espacios trabajemos en conjunto por esa Freirina que todos queremos, con tantas necesidades, los sectores rurales. Hoy día es importante que estemos todos los actores para ver qué podemos hacer en pos de cada uno de los habitantes de esta zona”.

Freirina, en particular, ha sido pionera en este proceso, al contar con seis parques eólicos que incluyen proyectos como Sarco, San Juan de Aceituno y Cabo Leones I, II, III y Atacama. Desde la creación de la Mesa Eólica en 2016, que evolucionó a la actual Mesa de Energía Territorial, se ha logrado consolidar un espacio de diálogo permanente que sigue los lineamientos del «Estándar de Participación en el Desarrollo de Proyectos de Energía» del Ministerio de Energía. Esto ha permitido la generación de acuerdos voluntarios que aseguran beneficios sociales y sostenibles a largo plazo para la comunidad, siendo uno de los más importantes los Fondos de Inversión Comunitaria (FIC), que financian proyectos locales de alto impacto social, y el fomento de la educación ambiental, con el fin de cerrar las brechas de información sobre energía y medio ambiente en la zona.

La ceremonia también contó con la participación de Paola Oyarzún, presidenta de la Junta de vecinos de Chañaral de Aceituno; Felipe Espinoza, presidente de la junta de vecinos de Los Burros Sur, y; Nolfa Iribarren, presidenta de la junta de vecinos de Carrizalillo. “Para nosotros la mesa ha sido una parte importante, porque nos ha ayudado como comunidad para poder tener cosas, poder tener una sede, mejorarla, tener baños. El año pasado, de las platas que nos dan los parques, ayudamos a 44 familias con víveres, que la estábamos pasando mal, por el tema de las algas. Fue aceptado. Para nosotros – yo no hablo solamente como Junta de vecinos, sino que como los sindicatos – es una parte muy importante. Porque hoy en día tenemos luz eléctrica, gracias a los apoyos de los parques, antes gastábamos mucho dinero en combustible, para los generadores que teníamos, pero hoy en día se ha ido mejorando de a poco y esperamos que más adelante se mejore aún más”, contó Felipe Espinosa.

En representación de Parque Eólico Sarco, estuvo Cristhian Acori, jefe de Comunidades y Asuntos Públicos Zona Norte de Innergex Energía Renovable; de Parque San Juan – LAP: Andrea Aedo Jeldres y de Cabo Leones I, II, III y Atacama, Guillermo Dunlop Llorens, gerente general Grupo Ibereólica en Chile.

“Estamos muy orgullosos de establecer esta Mesa de Energía Territorial, en la cual se van a dar todo tipo de conversaciones, que van a ser muy importantes para el desarrollo económico, rural y comunitario de la región. Para nosotros es un objetivo muy importante que las comunidades locales estén en sintonía con los parques eólicos, con la generación de energía eléctrica, que conozcan nuestro negocio, que conozcan cómo estamos trabajando en el territorio y, sobre todo, que se cree una dualidad de trabajo mutua y juntos generemos mucha riqueza para el pueblo de Chile. Sobre todo, que estemos de acuerdo con los objetivos de descarbonización de la matriz energética, que es una cosa que está yendo para adelante en Chile de manera muy exitosa”, sostuvo Guillermo Dunlop de Ibereólica. 

ENERGÍA EÓLICA

En Atacama, solo hay parques de generación de energía eólica en la costa sur de Freirina, comuna que cuenta con algunos de los parques eólicos más grandes de Chile con Cabo Leones II, 207,23 MWp; San Juan con 193,20 MWp; Cabo Leones I y III con 190,23 y luego sigue parque eólico Cerro Tigre con 184,8 MWp (Antofagasta).

Al 31 julio, Atacama aportó el 22% de la energía eólica generada en el país, durante 2024, con 4.169,86 GWh. Además, la región ocupa el primer lugar nacional, en el ranking de capacidad instalada en energía eólica con 1.131 MWp. 

La entrada Firman adherencia a Gobernanza de la Mesa de Energía Territorial de Freirina: Un paso clave hacia la Transición Energética Justa y Sostenible se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado este medio, el pasado 2 de agosto se firmó el Decreto 0977 por el cual se reglamenta el artículo 231 de la Ley 2294 de 2023 (PND), que permite la implementación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva.

Estos distritos son el instrumento para planificar la minería y llevar diferentes soluciones a las comunidades donde se presenta una alta dependencia de la actividad minera, permitiendo que se complemente y direccione para atender las necesidades de los territorios.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Adrián Correa Flórez, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), explica los alcances de la normativa y advierte que permitirá la delimitación de los distritos en conjunto con las entidades y otras instituciones nacionales, municipales, departamentales en concertación con los pueblos y comunidades étnicas.

“Estuvimos presentes en la construcción de este Decreto, una reglamentación muy esperada. Colombia tiene una importante presencia de minería ancestral de pequeña escala por parte de las comunidades que necesita ser ordenada y organizada para que los encadenamientos productivos tengan las mejores condiciones en trazabilidad y en eficiencia de la energía”, destaca.

“Entonces la normativa ayuda a ordenar la actividad minera sobre todo a pequeña escala. Muchos se preguntan si va a significar alguna afectación negativa para la minera de mediana o gran escala pero esa no es la intención. El objetivo es que todas las actividades mineras independiente de la escala pueden existir y cobeneficiarse entre ellas”, agrega.

De esta forma, el experto argumenta que el documento busca llevar claridad y transparencia y no debería generar preocupaciones en los actores que ya venían desarrollando la actividad en el país.

Además, ratifica que esta apuesta también propone mesas de trabajo para la organización de los diferentes distritos y qué diagnóstico para estos son elaborados por la UPME.

“Nos pusimos la ambiciosa meta de lanzar documentos de diagnóstico de cada uno de los distritos. Ya publicamos el primero para Bajo Cauca que es una zona con una actividad y tradición minera enorme con un nivel de conflictividad alto al confluir muchos actores de diferente tipo”, explica. 

“Son documentos robustos de 200 páginas abiertos al público para cada distrito minero que resultan fundamentales para regular e instalar las iniciativas en los distritos de la mejor manera posible”, insiste. 

Con esta iniciativa, se busca establecer mecanismos y acciones que logren solucionar las problemáticas que se hayan identificado, con un enfoque hacía la formalización minera junto al desarrollo de una actividad minera sustentable y la rehabilitación de los territorios. 

La entrada Carlos Correa: “El Decreto de Distritos Mineros no perjudica la actividad sino que ayuda a ordenarla” se publicó primero en Energía Estratégica.

Latam Future Energy Virtual Summit, el evento más importante para el sector energético renovable en América Latina, tendrá una nueva edición este año 2024.

Se llevará a cabo el miércoles 25 de septiembre en modalidad online y gratuita. La transmisión será a las 7 am en México, 8 am en Colombia, 9 am República Dominicana, y 10 am en Chile.

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Este encuentro organizado por Future Energy Summit (FES) contará con la participación de empresas líderes de la industria como Sungrow, JA Solar, Chint Colombia, Solis, Runergy, Risen y DIPREM.

Referentes de estas compañías participarán en dos paneles para analizar oportunidades de negocios en mercados estratégicos de la región y compartir sus últimas novedades tecnológicas.

Panel 1: Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector

Oliver Quintero – Key Account Manager – Sungrow Latam
Victoria Sandoval – Business Developer – JA Solar
Oscar Iván Urrea Riveros – Gerente – Chint Colombia

Panel 2: Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica

Sergio Rodríguez – CTO Latam – Solis
Omar Ávila – Sales Manager – Runergy
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Alejandro Martinez Pulido – Gerente Comercial – DIPREM

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El panorama en la región es muy prometedor. Mientras que Brasil sigue siendo un norte a seguir con más de 45 GW de capacidad fotovoltaica instalada y 31 GW de eólica (julio 2024), las expectativas se mantienen positivas en otros mercados estratégicos de Sudamérica, como Argentina, Chile y Colombia; en Norteamérica, las miradas apuntan a México para identificar nuevos horizontes de negocios que se podrían catalizar con la llegada de una nueva administración de gobierno; e incluso mercados más pequeños de Centroamérica y el Caribe, como Guatemala, Panamá y República Dominicana, resultan atractivos tanto para generación distribuida como para utility scale.

Si bien la tecnología solar se posiciona como la favorita para un despliegue rápido de energía renovable a costo más competitivo, también se registran anuncios de futuras inversiones y avances regulatorios en la región vinculados a proyectos híbridos con almacenamiento, energía eólica offshore e hidrógeno verde.

En este escenario, los portavoces de empresas participantes del Latam Future Energy Virtual Summit aportarán su visión sobre el presente de los mercados, su estrategia de negocios para aumentar su participación en la región y novedades tecnológicas para la competitividad del sector.

Será una jornada dinámica de intenso debate en torno a temas de interés para profesionales del sector energético renovable. Su modalidad online y gratuita es una invitación para que todas las partes interesadas se registren y asistan.

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Como ya había anticipado este medio, de acuerdo última actualización de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicada el primero septiembre en base a los datos de XM, actualmente existen en Colombia 1263,06 MW de proyectos renovables en operación comercial y 586,28 en periodo de pruebas, sumando una cartera de 1849,34 MW en total.

Esa ola de inversiones refleja el interés del sector por diversificar la matriz en Colombia. No obstante, si el país quiere cumplir con los compromisos asumidos de avanzar en una transición energética justa, este no solo debe abordar los desafíos técnicos y económicos, sino también considerar los aspectos sociales, laborales y ambientales, asegurando que el proceso sea inclusivo y equitativo para todos.

En Colombia, agilizar el proceso de consultas previas es uno de los principales retos que deben superar los actores públicos y privados a la hora de montar proyectos renovables, sobre todo en zonas estratégicas como La Guajira, donde habitan comunidades indígenas.

En efecto, expertos en financiación de proyectos energéticos confiaron a  Energía Estratégica que muchos proyectos que iban a situarse en La Guajira tuvieron que migrar hacia otras regiones del país por demoras en la obtención de permisos ambientales.

Según sus testimonios, los inversionistas en La Guajira tomaron tres actitudes: algunos paralizaron sus inversiones a la espera de señales de evolución del mercado; otros con un nivel de inversión más avanzado y garantías comprometidas continuaron insistiendo con los trámites para la entrada en operación de sus proyectos y otros comenzaron a vender sus activos y relocalizaron sus inversiones en otros sitios.

De hecho, especialistas de entidades financieras de peso en Colombia revelaron que inversionistas con proyectos de alrededor de 85 a 100 MW comenzaron a buscar financiación enfocados en otras regiones del país tales como Huila, Orinoquía o Llanos Orientales y zonas cercanas a Barranquilla y Cartagena en la Costa Caribe.

“Aunque los inversionistas reconocen el valor de los activos en La Guajira, prefieren migrar a otras zonas del país donde no haya conflictos con las comunidades indígenas. Eso es triste porque La Guajira es donde están las mejores condiciones tanto eólicas como solares. Si bien ha habido avances y muchos proyectos han entrado en operación otros han quedado en el camino”, afirmaron.

Ante esta situación, los consultores llamaron a superar estos desafíos para facilitar el financiamiento y la ejecución de proyectos renovables en dicha zona.

“Es indispensable agilizar la permisología y tramitología para la obtención de licencias ambientales. Para ello, se necesita una estrategia diferente en la aproximación a las comunidades. En estos proyectos cada compañía va por su lado haciendo las sesiones de consultas previas y la aproximación debería ser más institucional e integral. El acompañamiento debe ser articulado entre actores públicos y privados”, sugirieron. 

Además, propusieron robustecer mecanismos que den tranquilidad a la banca como el lanzamiento de garantías para respaldar los PPAS.

“Por el riesgo que hay en este tipo de proyectos algunos bancos solamente financian durante etapa de operación y no se exponen a riesgo de construcción. Además por las altas tasas de interés tampoco le hace sentido al inversionista acceder al financiamiento porque afectaba al retorno del proyecto”, explicaron.

Y concluyeron: “Sumado a esto, hay muchas empresas comercializadoras que no tienen tan buen perfil de crédito y no pueden acceder a PPAS. Una buena estructura a través de mecanismos de cobertura o de respaldo de contratos PPAs podría ayudar a facilitar la financiación a desarrolladores de proyectos”.

La entrada Alertan que muchas inversiones renovables en La Guajira migraron hacia otras regiones de Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay firmó el decreto donde autoriza a la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) a llevar adelante la licitación de bloques eólicos offshore para la producción de hidrógeno verde. 

Walter Verri, subsecretario del MIEM, confirmó el avance de la normativa, que ahora está en poder del presidente Luis Lacalle Pou (o su sucesor tras las elecciones de octubre en caso de demoras) y que finalmente ANCAP realice el llamado correspondiente. 

“Que tengamos el permiso del Poder Ejecutivo para lanzar la ronda de licitación offshore, es un hito para el país y se concretará en 5, 8 o 10 años. Es una inédita en el mundo, la cual el país le concede a un operador privado el derecho a explorar las condiciones de viento, marea, oleaje, profundidad, geología y más, para instalar parques eólicos en el mar para producir hidrógeno verde y con eso exportar al mundo”, sostuvo Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP.

“Aunque tenemos más de 20 bloques identificados, en esta instancia licitaremos cuatro de ellos, que son capaces de producir potencialmente 200.000 toneladas de hidrógeno verde por año, una cifra muy significativa a escala mundial, que posiciona al país entre los principales proveedores mundiales en el mundo”, agregó.

El objetivo es aprovechar la expertise de la entidad respecto a exploración energética fuera de la costa para licitar cuatro bloques marinos de 500 km2, los cuales cuentan con un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable cada uno, con vientos que oscilan entre los 8,5 metros por segundo a los 100 metros de altura y 9 m/s a a 150m, con un factores superiores al 55%.

Mientras que las áreas están ubicadas en la zona sureste de José Ignacio, a 50 kilómetros de la costa y tienen una batimetría de no más de 60 metros de profundidad, con lo cual la tecnología actual de granjas eólicas en el mundo es totalmente aplicable. 

Y de acuerdo a información compartida, el modelo de contrato prevé subperíodos de 2 a 4 años vinculados a la evaluación de los proyectos, tales como estudios con reportes existentes, adquisición y procesamiento de nuevos datos y la producción piloto de H2 o el detalle de la información recolectada; hasta un período mayor a décadas para el desarrollo y producción de H2.  

“ANCAP solicitará un plan de trabajo por los primeros dos años. Una vez cumplido, la empresa ganadora deberá presentar otro plan por cuatro años (extensible por el mismo tiempo) y en el octavo año debe haber un proyecto de inversión o un piloto. Y eventualmente, antes del décimo año, debe tomar una decisión final de inversión en un proyecto que tendrá una concesión de 25 años (prorrogables)”, detalló Stipanicic. 

“Recibimos mucho interés, pero también hay mucha incertidumbre sobre cómo se desarrollará el mercado del hidrógeno. Aunque nuestra expectativa es que en los próximos tres o cuatro años haya operadores trabajando”, concluyó.

La entrada ANCAP recibió la aprobación del gobierno de Uruguay para realizar la licitación eólica offshore se publicó primero en Energía Estratégica.

La International Solar Alliance (ISA) continúa fortaleciendo su presencia en América Latina y el Caribe, con el objetivo de fomentar el uso de energía solar en la región. Hugo Morales, jefe de programas para la región de América Latina y el Caribe de la ISA, destacó las prioridades de la organización, que incluyen el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, la formación técnica y el apoyo normativo.

Uno de los temas cruciales para el avance de la energía solar en la región es el costo de los componentes clave, como los módulos fotovoltaicos y los inversores. El referente de programas de la ISA en la región señaló que, a nivel global, «los precios de los módulos fotovoltaicos se mantendrán relativamente estables o incluso disminuirán ligeramente debido a la disminución de los costos de producción y el aumento de la capacidad de fabricación a nivel global, particularmente en China». Aunque mencionó que algunos factores, como los costos logísticos y las disrupciones en las cadenas de suministro, podrían generar fluctuaciones temporales, la tendencia apunta a una mayor eficiencia y capacidad a menor costo.

Sin embargo, los inversores podrían enfrentar una situación más volátil. Hugo Morales explicó que «éstos podrían experimentar una mayor volatilidad debido a la disponibilidad limitada de ciertos componentes, como los semiconductores, que son cruciales para su fabricación». Esta escasez, que se agravó durante la pandemia, sigue siendo un problema, aunque se está estabilizando. No obstante, la innovación tecnológica y las economías de escala podrían ayudar a moderar el impacto de estos aumentos.

El escenario de precios globales presenta oportunidades importantes para América Latina y el Caribe, según Morales. «La estabilidad o la leve disminución en los precios de los módulos fotovoltaicos podría beneficiar significativamente a los países de la región, ayudando a reducir los costos iniciales de los proyectos solares». Esto es especialmente relevante para proyectos comunitarios y gubernamentales que buscan mejorar el acceso a la energía solar en áreas rurales y agrícolas.

Sin embargo, también advirtió sobre los riesgos derivados de la volatilidad en los precios de los inversores: «Si los precios de los inversores no se estabilizan o incluso aumentan, podría haber un incremento en los costos operativos para ciertos proyectos, afectando principalmente a las pequeñas y medianas empresas que dependen de sistemas solares más accesibles».

En términos generales, jefe de programas para la región de América Latina y el Caribe de la ISA señaló que «la tendencia apunta a una expansión continua de la energía solar en Latinoamérica y el Caribe, donde los costos de inversión están disminuyendo y la competitividad de la energía solar frente a los combustibles fósiles sigue aumentando». Para maximizar estos beneficios, instó a los países de la región a seguir de cerca la evolución de los precios y ajustar sus políticas.

Además, destacó en exclusiva para Energía Estratégica, la importancia de desarrollar centros locales de ensamblaje y fabricación de equipos para reducir los costos logísticos:

«Latinoamérica y el Caribe deben realizar esfuerzos para construir centros de ensamblaje y fabricación de equipos y componentes», comentó, y mencionó que la ISA cuenta con un reporte específico sobre la diversificación geográfica de la fabricación de componentes solares.

Prioridades estratégicas de la ISA

Hugo Morales describió las tres áreas estratégicas que la ISA priorizará en América Latina y el Caribe. En primer lugar, la promoción y análisis del sector solar, que se implementará a través de eventos, seminarios web, talleres y publicaciones especializadas. «Apoyaremos a los países miembros y signatarios a través de este tipo de actividades», indicó.

En segundo lugar, la ISA se enfocará en el fortalecimiento de capacidades, ofreciendo formación técnica no solo a nivel gubernamental, sino también a sectores específicos, como el bancario y financiero. Morales explicó que «el fortalecimiento de capacidades es clave para asegurar que todos los actores involucrados en el desarrollo de proyectos solares cuenten con las herramientas necesarias para garantizar su éxito».

Finalmente, la ISA proporcionará apoyo programático, incluyendo «estudios de pre-factibilidad, la elaboración de informes detallados de proyectos y la movilización de fondos para el desarrollo de proyectos que sean identificados».

Programas en marcha y apoyo normativo

Entre los programas que la ISA implementará en la región se incluyen la Aplicación de la Energía Solar a Escala para Uso Agrícola (SSAAU), el Desarrollo de Mini-redes Solares, Sistemas Solares en Techos, Parques Solares, y el uso de energía solar para la producción de hidrógeno verde. Además, Morales destacó que se trabajará en la revisión y mejora de los marcos regulatorios del sector eléctrico y el establecimiento de Centros de Recursos para la Aplicación de Tecnología Solar (STAR-C).

Al respecto, Hugo Morales, jefe de programas para la región de América Latina y el Caribe de la International Solar Alliance (ISA) recordó que «los gobiernos deben emitir una Expresión de Interés indicando las áreas en las que desean apoyo», para permitir que la ISA les brinde asistencia y orientación estratégica en el desarrollo de sus proyectos solares.

La entrada ISA contribuye al desarrollo de energía solar con nuevos programas y apoyo normativo se publicó primero en Energía Estratégica.

La Unidad de Planeación Minero Energética – UPME anunció que, a través de la Resolución 727 de 2024, ha identificado y priorizado tres proyectos urgentes para garantizar la calidad del servicio eléctrico en zonas en estado crítico del país.

En los departamentos de Córdoba y Sucre se destaca, a nivel del Sistema de Transmisión Nacional, la construcción de la nueva subestación Magangué 500 kilovoltios.

A nivel del Sistema de Transmisión Regional, las obras en esta subestación también incluirán la instalación de dos transformadores de 150 MVA, la repotenciación de la línea Magangué – Mompox 110 kilovoltios, la construcción de un doble circuito Mompox – El Banco 110 kilovoltios y la construcción de una segunda línea Magangué – Mompox 110 kilovoltios, con fecha de puesta en operación para diciembre de 2028.

Por su parte, para el departamento de Norte de Santander, se incluye la instalación de un compensador de 80 MVAr en la subestación Ínsula 115 kilovoltios, con fecha de puesta en operación para diciembre de 2028.

En el departamento de Chocó, se identificó la instalación de un compensador de 30 MVAr en la subestación Cértegui 115 kilovoltios, cuya fecha de puesta en operación está prevista para diciembre de 2027. “Seguimos impulsando la apuesta que anunciamos recientemente, a través de la estrategia Misión Transmisión, dando respuesta a problemas cuya solución se ha postergado por muchos años.

Estas obras son fundamentales para mejorar la confiabilidad y la capacidad del sistema de redes eléctricas y permitirán minimizar restricciones críticas en zonas previamente identificadas por el operador del sistema, como sobrecarga de transformadores y baja tensión en nodos del Sistema de Transmisión Regional, permitiendo mejorar la calidad del servicio para más de 50.000 hogares en las zonas de influencia”, indicó Adrián Correa, director de la UPME.

A través de estas iniciativas, la UPME reafirma su compromiso con el desarrollo y la confiabilidad del servicio de energía eléctrica del país, asegurando un suministro confiable para la comunidad.

La entrada Más renovables: la UPME publica resolución para iniciar convocatorias de proyectos de transmisión se publicó primero en Energía Estratégica.

En un trabajo conjunto para impulsar la sostenibilidad y mejorar la calidad de vida de los colombianos, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio y el Fondo Nacional del Ahorro han firmado un memorando de entendimiento que facilitará la financiación de mejoramiento de vivienda con soluciones de energía renovable, especialmente tecnologías fotovoltaicas.

Los créditos de mejoramiento de vivienda del FNA incluirán la posibilidad de financiar la adquisición e instalación de paneles solares, contribuyendo al ahorro en costos de la energía y al desarrollo sostenible del país.

Este acuerdo les permitirá a los hogares de estratos 1, 2 y 3 acceder a tecnologías de energía limpia, mejorar su infraestructura, reducir las facturas de energía en el corto plazo y mantener ese beneficio en el largo plazo. La ministra de Vivienda, Ciudad y Territorio, Helga María Rivas; la presidenta del FNA, Laura Roa, y el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, hicieron hoy el anuncio que será clave para contribuir en el ahorro del costo de la energía, avanzar en el desarrollo sostenible del país y mejorar la calidad de vida de miles de familias colombianas.

¿Qué incluye este acuerdo?

1. Créditos para mejoramiento de vivienda: Los usuarios podrán financiar la adquisición e instalación de sistemas solares fotovoltaicos, con rango estimado de inversión de entre 10 y 20 millones de pesos. www.minenergia.gov.co

2. Población beneficiada: Se priorizará a los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, con especial enfoque en la Región Caribe, donde el potencial solar es alto. 3. Condiciones de financiación: Los créditos pueden ser para afiliados con cesantías o con ahorros voluntarios, lo cual abre la posibilidad para todos los interesados. Las tasas de interés están diseñadas para ser más favorables para las familias con ingresos más bajos, comenzando con tasas desde el 10% efectivo anual para aquellos hogares con ingresos de hasta 2 Salarios Mínimos Legales Vigentes (SMLV).

Ventajas del crédito con el FNA frente a otros bancos:

1. Tasas de interés competitivas: El FNA ofrece tasas más favorables que las de otras entidades financieras, especialmente para aquellos con ingresos más bajos, lo que hace que los créditos sean más accesibles para una mayor parte de la población.

2. Flexibilidad en plazos y condiciones: Los créditos del FNA permiten amplios plazos de financiación y la posibilidad de elegir entre modalidades de UVR o pesos, adaptándose a las necesidades y capacidades de pago de cada usuario.

3. Sin sanciones por prepago: A diferencia de muchos bancos, el FNA no impone sanciones por prepago total o parcial, lo que permite a los usuarios liquidar su deuda de manera anticipada sin incurrir en costos adicionales.

Con este acuerdo, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio y el Fondo Nacional del Ahorro ratifican el compromiso del Gobierno del Cambio con la promoción de energías renovables y la creación de soluciones que impulsen el bienestar y desarrollo sostenible en el país

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BGH Eco Smart, la división del Grupo BGH enfocada en el desarrollo de soluciones de alta eficiencia energética, participará de la 5ta Exposición internacional de Aire Acondicionado, Calefacción, Ventilación, Refrigeración y Agua Caliente Sanitaria que se llevará a cabo del 11 al 13 de septiembre en el Centro Costa Salguero, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

En un amplio y dinámico stand, BGH Eco Smart propone un recorrido por su amplio portafolio de productos, destacando soluciones en climatización profesional, calefacción, eficiencia energética y sistemas de gestión de edificios (BMS). También se lanza una nueva solución eficiente, única e innovadora diseñada para el mercado residencial.

“Dentro del actual contexto en el que nos encontramos, la tendencia de consumo en la categoría tiene fuerte orientación por equipos eficientes, que no sólo impactan menos en el ambiente, sino también que requieran de un consumo energético más bajo y contribuya con el cuidado de la economía doméstica de cada consumidor sin resignar calidad de vida”, declaró Diego Simondi, Director ejecutivo. También mencionó que: “BGH Eco Smart, como líder de la categoría, se enfoca en ofrecer productos de alta calidad, eficientes en energía y con un diseño innovador. Nuestro propósito está en el compromiso con la satisfacción del cliente, ofreciendo un servicio postventa excepcional que incluye garantías sólidas y asistencia técnica especializada”.

El nuevo Multisplit Zen

Los equipos Multisplit ZEN de BGH Eco Smart ofrecen una amplia y versátil línea de unidades que incorpora componentes de última tecnología, combinando diseño y estética, haciendo posible disponer de una unidad exterior y múltiples unidades interiores, tanto murales como baja silueta, generando un importante ahorro de espacio. Mediante los sistemas de hasta 5 unidades interiores con una única unidad exterior, se logra un embellecimiento de la fachada del edificio.

Este nuevo lineal además cuenta con refrigerante R32. Este refrigerante se considera una alternativa a los refrigerantes mas antiguos, como el R22, que son perjudiciales al medioambiente y contribuyen al calentamiento global. El R32 tiene un mejor rendimiento termodinámico, por lo que es más eficiente ayudando a reducir las emisiones de carbono.

Feria internacional

La feria internacional reúne arquitectos, desarrolladores, técnicos e instaladores, así como a los principales actores del sector de la climatización profesional y eficiencia energética en Argentina. Este evento clave dentro del calendario es el espacio propicio para conocer los avances tecnológicos en el uso racional de la energía, el desarrollo sustentable y la protección del medio ambiente.

En paralelo a la exposición, tienen lugar también un sólido programa de conferencias especializadas donde expertos de diversos sectores discutieron sobre energías renovables, políticas energéticas y nuevas técnicas para optimizar el uso de la energía en todos los ámbitos.

En BGH Eco Smart se diseñan productos y soluciones de eficiencia energética, climatización profesional y Smart building, que contribuyen con el desarrollo sostenible al minimizar el impacto ambiental. BGH siempre está en continúa búsqueda de generar valor agregado a través de la innovación pensando en las necesidades de clientes y la excelencia. Ahora participará de la Expo Frío Calor Argentina para llevar todas las novedades del sector.

Acerca de BGH Eco Smart

BGH Eco Smart es la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en el desarrollo de soluciones de eficiencia energética & Smart Building para empresas, gobiernos y personas, integrando productos y servicios de climatización profesional, iluminación y Building management.

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Como ya había anticipado este medio, en Colombia reina la incertidumbre por las altas tarifas de energía eléctrica y el gobierno está analizando cambiar la fórmula de su cálculo con el objetivo de reducir su precio y poder garantizar el suministro a la población más vulnerable.

Incluso, días atrás, el presidente Gustavo Petro, lamentó que no pueda ser él quien regule el servicio público y acusó a las empresas de energía de «especular» con su precio tornándolas cada vez más caras, lo cual abrió la polémica en el sector energético.

Numerosas entidades advirtieron que el costo de la energía está regulado por la CREG y que las empresas no pueden controlar ni alterar los precios de la energía a su favor. Además, los gremios advirtieron que cualquier cambio en la fórmula tarifaria debe cumplir con los criterios definidos en la Ley, y debe llevarse a cabo mediante un proceso transparente que incluya consultas y análisis de impacto.

Bajo esta premisa, Alexandra Hernández, presidente Ejecutiva de la Asociación de Energías Renovables Colombia (SER Colombia), brindó su visión al respecto en diálogo con Energía Estratégica y propuso al gobierno otras políticas para mejorar la calidad de vida de la población a través de la promoción de fuentes no convencionales.

¿Cómo afectaría a tecnologías renovables como generación distribuida un cambio en el cálculo de la tarifa de energía?

El impacto en las tecnologías renovables dependerá de los ajustes realizados en la fórmula tarifaria, especialmente en su componente G. Como gremio de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable -FNCER-, nuestro llamado es a acelerar la entrada en operación de los proyectos, lo que permitiría aumentar la oferta y con ello disminuir los precios.

A mayor número de actores y de empresas, los precios bajan y se beneficia el bolsillo de los colombianos, para esto se necesita un mercado acorde a la transición hacia energías limpias y competitivas que son parte de la solución para una matriz diversificada. Para lograrlo, es indispensable asegurar la estabilidad regulatoria y jurídica del mercado, lo que fomentará la inversión extranjera en la transición energética, que requiere aproximadamente 122 mil millones de dólares para 2052, según las estimaciones de World Economic Forum.

¿Qué opina del plan de comunidades energéticas del Gobierno?

Valoramos positivamente los esfuerzos del gobierno para promover el desarrollo de energías limpias a través de las comunidades energéticas. Estas iniciativas representan una oportunidad para acceder a energía con propósito y fomentar una participación activa de los usuarios.

La regulación propuesta por la CREG permitirá la implementación de nuevos mecanismos de autogeneración y generación distribuida. Sin embargo, es crucial que esta regulación establezca señales claras sobre la expansión del sistema con estos nuevos agentes, así como el papel de los operadores de red y distribuidores en la aprobación de conexiones y el desarrollo de la infraestructura necesaria.

Estamos a la espera de la versión definitiva de la resolución de la CREG que habilitará las comunidades energéticas, pero también se requieren esfuerzos para definir la gobernanza de estas y así garantizar su sostenibilidad a largo plazo desde el punto de vista técnico y económico para su operación y mantenimiento.

¿Qué cambios debería haber en el marco regulatorio colombiano para incentivar proyectos renovables tanto de generación distribuida como de gran escala?

Desde SER Colombia, sugerimos cuatro medidas normativas clave para acelerar la implementación de proyectos de energías renovables:

Una revisión estructural de la regulación sobre el cobro por desviaciones (Resolución CREG 060 de 2019) para los proyectos de gran escala despachados centralmente, es decir, aquellos mayores a 20 MW, que ya está siendo evaluada por la CREG.
La creación de mecanismos para la realización de subastas privadas y/o públicas de contratación a largo plazo, con el fin de garantizar el cierre financiero de los proyectos de FNCER.
Modificar el proceso de conexión establecido en la Resolución CREG 075 de 2021 para acelerar la asignación de puntos de conexión y reducir la especulación en este ámbito.
La ampliación del periodo de vigencia de conexión para proyectos de generación distribuida, lo cual permitiría a los promotores de mini granjas gestionar el desarrollo de sus proyectos de manera más eficiente, sin el riesgo de perder la conexión, dado que estos requieren el mismo tratamiento en términos de permisos técnicos, ambientales y sociales que los proyectos de gran escala.

Colombia necesita un futuro energético sostenible: con energía limpia, competitiva, complementaria y que genere nuevas oportunidades de empleo y desarrollo económico, para ellos estos cambios son clave.

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) que nuclea a unas 100 empresas del sector eléctrico de República Dominicana renueva sus objetivos con la llegada de una nueva directiva para el período 2024-2026.

Energía Estratégica se comunicó con el ingeniero Alfonso Rodríguez, CEO y Socio de Soventix Caribbean, quien fue elegido como nuevo presidente de ASOFER, para conocer su visión sobre la situación actual y los avances que podrán dar en el sector en los próximos años:

¿Qué principales objetivos se fijó para su gestión como presidente de ASOFER?

Como Presidente de ASOFER tengo claro que debo asumir los principales objetivos que defina la Asociación, pues representamos a la mayoría de empresas asociadas al sector de las energías renovables (EERR). Los retos son muchos, pero las oportunidades para el país son más.

Promover una mayor penetración de las EERR en proyectos de generación distribuida y de gran escala quizá sea el objetivo más importante, para poder lograrlo necesitamos poder trabajar de la mano junto con el Estado dominicano en muy importantes frentes:

Entender el auténtico valor que aportan las EERR. Últimamente ha habido mucha desinformación de sectores interesados, que buscan frenar la implementación de estas tecnologías en favor del status quo. Para un país insular, que importa todos los combustibles fósiles, somos la mejor opción y la única que asegura una competitividad a largo plazo del país, en una economía globalizada y sostenible, que es la que tenemos.
Dimensionar la oportunidad pendiente, incluyendo sistemas de almacenamiento en la generación, transmisión y distribución, así como su uso por los clientes (residenciales, comerciales, industriales) para incrementar el uso de EERR en el país. El modelo tradicional del negocio eléctrico cambió, la tecnología está disponible y es competitiva frente a soluciones más contaminantes, nuestra obligación moral es utilizarla, beneficiarnos de ella.
Facilitar el acceso a formación adecuada y colaborar con el gobierno para definir estándares beneficiosos para el país. Para ello necesitamos recibir apoyo y colaboración e integrar nuestros esfuerzos con otras instituciones como las universidades, los institutos técnicos de formación y demás instituciones para asegurar que esta revolución de empleos en energía sostenible cale, beneficiando de la mejor manera posible a toda la sociedad dominicana.
En cuanto a la generación distribuida, respetar los tiempos establecidos y el marco regulatorio existente para garantizar confiabilidad en el procesamiento de permisos por parte de las distribuidoras e instituciones. Es importante eliminar las barreras innecesarias y modernizarnos a la altura de los tiempos actuales, en reconocimiento de las importantes inversiones involucradas en proyectos de energía solar y el impacto tan positivo que generan en el país, a todos los niveles.

En ASOFER tenemos claro que cada kilovatio hora renovable producido es ahorro de emisiones de gases contaminantes, es acceso a mejores condiciones de financiación, a una economía más competitiva, que paga más impuestos y deja mayor riqueza en el país, evitando la exportación de divisa para la compra de combustible fósil importado. Es un turismo más sostenible y de mejor calidad. Más riqueza para los dominicanos y un mejor futuro. Las economías líderes en el mundo y en América Latina tienen esto claro y su apuesta por la aceleración de esta transición energética es decidida. En República Dominicana es hora de que redoblemos esfuerzos y abracemos esta realidad. Tenemos que empujar los límites, cambiar la realidad a mejor.

¿Han solicitado reunión o audiencia con el ministro Joel Santos Echavarría?

El Ministro acaba de llegar a su puesto y estamos seguros que tiene retos muy importantes y oportunidades por delante. Desde ASOFER le ofrecemos una mano amiga, interesada en el beneficio del país, con profundo conocimiento de la realidad dominicana y pasión por el desarrollo de su sociedad. Le deseamos el mejor de los futuros y ofrecemos nuestra mejor colaboración, para aportar valor durante su gestión. Para ello le hemos ofrecido nuestra colaboración e invitado a reunirnos.

¿Con qué periodicidad buscarían entablar diálogo con la nueva autoridad?

Esperamos que estas reuniones sean frecuentes y podamos ser un aliado estratégico de esta gestión, que es tan importante.

Considerando que se ha avanzado en almacenamiento energético, ¿están pensando en impulsar alguna comisión especial que aborde barreras específicas para la integración de almacenamiento en proyectos renovables de gran escala?

En la Asociación tenemos claro que la realidad actual va a cambiar de manera importante y para ello, debemos prepararnos y ayudar a los demás a prepararse. Los sistemas de almacenamiento han demostrado ya en el mundo (Europa, EEUU, Asia, Australia como ejemplos) que son competitivos frente a soluciones tradicionales térmicas, para aplanar la curva de la demanda, para ayudar a integrar más renovables, disminuir el costo de generación de electricidad y la calidad del suministro eléctrico, tanto en sistemas insulares como interconectados.

Con los BESS podemos lograr una realidad más costo-efectiva, segura y renovable. Su importancia es capital, tanto para proyectos de gran escala como para proyectos industriales. No debemos relegar su impacto positivo solo a los proyectos “utility scale”, pues si los usuarios industriales utilizan BESS, podemos cambiar de manera drástica como se comporta la demanda y los costos actuales para abastecerla. Y me refiero no solamente a los costos económicos, sino también a los ambientales y sociales.

Adicionalmente la red actual (transmisión y distribución) puede ser enormemente más eficiente implementando sistemas de almacenamiento para mejorar su calidad de servicio y optimizar su uso de infraestructuras.

En ASOFER tenemos como objetivo trabajar de manera importante en el análisis de las oportunidades existentes y la colaboración con las instituciones del sector para facilitar la implementación de proyectos que permitan capitalizar las mismas, para el beneficio de todos.

¿Respecto a la ley de armonizada del subsector eléctrico tienen una posición oficial?

Entendemos que hay muchos cambios importantes que deben ocurrir en el sector eléctrico, para poder transformar la realidad actual en un modelo de excelencia operativa y sostenible. La propuesta de ley que se ha realizado entendemos que es mejorable en muchos aspectos. Por ejemplo, elimina los incentivos a las energías renovables, cuando el combustible fósil importado es exonerado al 100%. Imaginate, en pleno 2024 el país estaría apoyando más el uso de combustible fósil importado que a las energías renovables producidas con recursos naturales renovables dominicanos. Todo un despropósito.

Adicionalmente promueve que se elimine la CNE, que está realizando un papel excelente en la promoción de las energías renovables. En un momento en el que se necesita acelerar el cambio del modelo energético y empujar aún más el desarrollo de un modelo energético sostenible, moderno e inteligente que aproveche al máximo el uso de las energías renovables…. Estos cambios de dirección generan mucha incertidumbre y retrasos en la implementación de proyectos.

¿Cómo piensa incluir ASOFER la voz de los generadores de energía renovable dentro de la Asociación?

El objetivo principal de ASOFER es empujar una agenda de sostenibilidad en el sector eléctrico y en la industria dominicana. Por lo que integrar los intereses de los generadores 100% renovables tiene todo el sentido del mundo. Tenemos los mismos intereses, necesitamos el mismo desarrollo de conocimiento y de la industria local, el acceso a mano de obra formada y competitiva, claridad en el marco regulatorio y normativo y una apuesta clara del estado por la descarbonización de la economía nacional de una manera costo-eficiente.

A nivel regional, tanto en Centroamérica como en América Latina en general estamos viendo una resistencia importante a este cambio, ralentizando esta apuesta fundamental para el futuro económico de estos países en beneficio de plantas térmicas inflexibles, que en la mayoría de los casos consumen combustibles fósiles importados. Esto afectará de manera importante este desarrollo que viene disfrutando el país gracias al impacto de nuestro trabajo y de tanta inversión local y extranjera, que está confiando en el país para promover proyectos de energía renovable. Es por esto que estamos invitando a empresas con intereses actuales y futuros de generación de energía 100% renovable a formar parte de nuestra Asociación.

Las EERR son una de las principales fuentes creadoras de nuevos empleos de calidad, bien remunerados y tecnificados. Los proyectos de energía renovable se han convertido en una de las principales fuentes generadoras de inversión en el país, cumpliendo su promesa de convertirse en una fuerza transformadora del panorama y la economía nacional. El futuro de este sector, de esta economía y del país es más plural, justo y sostenible gracias a nuestra labor y al cambio que generamos y debemos seguir empujando, labor que realizaremos mejor con su incorporación en ASOFER.

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YPF, la empresa energética semi-estatal de Argentina, continúa transitando la transición energética y planea seguir creciendo en el sector de las energías renovables e hidrógeno del país. 

Tal es así que la compañía reconoció que prepara un am plio portafolio de proyectos de H2V que van desde la pequeña escala hasta grandes centrales, ya sea a través de su gerencia de Nuevas Energías como mediante YPF Luz. 

“Tenemos dos proyectos en cartera de hidrógeno verde que estudiamos fuertemente, uno pequeño y otro de gran escala. Este último se hace por fase, de manera que ya iniciamos con los terrenos, principalmente para parques eólicos de giga-escalas”, reconoció Matias Catueño, analista de Innovación y Tecnología de YPF Luz, durante un evento del Consorcio H2ar al que asistió Energía Estratégica. 

“El año próximo empezaremos a instalar 9 turbinas de 7 MW de capacidad cada una (en el  Parque Eólico CASA de 63 MW), lo que nos llevaría dos años de ingeniería, construcción y desarrollo. Mientras que para el proyecto de H2V se requerirían 140 turbinas de esa misma potencia y eso que es un proyecto chico dentro de los que se están haciendo”, agregó.

Por lo que siguiendo ese cálculo, y de mantenerse el uso de la tecnología Nordex Delta de 7 MW de potencia por aerogenerador que usará la central de Olavarría, ese parque eólico dedicado a la producción de hidrógeno verde podría contar con alrededor de 980 MW de potencia, aunque también mucho más tiempo otro nivel de equipamiento para su construcción. 

Y cabe recordar que YPF suma 497 MW renovables en operación y otros 418 MW en construcción (200 MW del parque solar El Quemado y 218 MW eólicos entre el PE General Levalle y el PE CASA), a lo largo de ocho provincias del país, a la par que constantemente participa en las convocatorias del Mercado a Término (MATER) por lograr la adjudicación de más prioridad de despacho. 

Pero Catueño no se quedó sólo con eso sino que amplió su idea y reforzó que “cualquiera que quiera hacer H2 de gran escala tendrá que hacerlo de forma radicalmente distinta, en menor tiempo y costos porque sino no podrá ser competitivo en ningún escenario”. 

“De todos modos, en algunos parques ya tuvimos factores de carga del 80%, por lo que harían funcionar al electrolizador el doble tiempo. Hecho que puede ser un diferencial y que debe asociarse con el financiamiento, capitalizar ese beneficio y hacerlo un proyecto viable”, aclaró.

Además, desde la gerencia de Nuevas Energías de YPF dieron más detalles del emprendimiento de baja escala que está en carpeta para la producción de amoníaco que llevan adelante junto a la firma Profertil, única productora de urea granulada en la Argentina,

“El proyecto producirá cerca de 30.000 – 40.000 toneladas / año. Incluso ya tenemos un preacuerdo con un offtaker y  se implementaría en un plazo más corto, lo que nos daría la experiencia de la operación, servicios y particularidades de la tecnología para proyectos de otra escala”, aseguró Andrés Barcia, líder Nuevas Energías de YPF. 

“Tenemos recurso eólico de primer nivel mundial y entendemos y diferenciamos al H2 de acuerdo a su intensidad de emisiones. Pero el tema crítico es el almacenamiento, por lo que avanzaremos con un estudio geológico para bajar el riesgo y aumentar la factibilidad (…) Entonces, a partir del 2030 será el espacio para un proyecto de hidrógeno verde y azul en alta escala”, añadió en el mismo foro. 

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Las empresas vinculadas a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile volvieron a cruzar al gobierno por el impacto que podría acarrear la aprobación del proyecto de ley que amplía el subsidio eléctrico que, entre otras medidas, propone que los PMGD financien las subvenciones de las cuentas eléctricas y ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

Puntualmente, las firmas CVE Chile y oEnergy se presentaron en una sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, donde criticaron abiertamente la iniciativa que impulsa el Poder Ejecutivo y alertaron severos riesgos, desde frenos a las inversiones en la materia hasta defaults financieros de diversas compañías. 

“La sola presentación del proyecto de ley ya generó la suspensión de futuros desembolsos, es decir no hay más financiamiento para nuevos proyectos. Tenemos USD 80.000.000 engrapados (de una inversión total que asciende a USD 290.000.000 entre parques ya operativos y en construcción) porque no se aprobará el desembolso hasta que no haya claridad”, aseguró Erich Schnake, director de Asuntos Legales y Públicos de CVE Chile. 

“Si se aprueba el PdL, implicaría una revisión del modelo financiero y conllevaría un default, lo que le dificultará al financista requerir el pago anticipado de toda la deuda. Hecho que gatilla una situación compleja para las empresas, ya sea por la liquidación o renegociación de los contratos de financiamiento”, agregó. 

Cabe recordar que el financiamiento de los PMGD a los subsidios se daría mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Por otro lado, el gerente de desarrollo de negocios de oEnergy, Yuri Andrade, insistió que el anuncio de la iniciativa puso en jaque a la compañía, producto de la presión financiera, y que la disminución de los ingresos se traducirá en el incumplimiento de los compromisos y contratos con los acreedores. 

“El proyecto de ley se basa en una estimación de costo que difiere del costo efectivo real, por tanto traería consecuencias graves en el sector, ya que afectaría el financiamiento de infraestructura crítica para avanzar con la descarbonización», subrayó. 

Tal es así que dicho especialista reveló que, debido a la inestabilidad regulatoria, ya postergaron transacciones para 70 MW de quince proyectos PMGD entre Iquique y Coquimbo que comenzarían a construirse en 2025, además de otros 300 MW de capacidad en sistemas de almacenamiento de energía en la región de Tarapacá. 

“Cuando se vulnera el Decreto Supremo transitorio, se condena a que la banca internacional ponga financiación más cara a la transición energética y al pipeline que tiene el país para cumplir la descarbonización”, sentenció Andrade.

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La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) iniciará un proceso de consulta pública para revisar los contratos firmes (CF) y los contratos no firmes físico flexibles (CNFFF) en el Mercado Eléctrico Regional (MER). Esta decisión surge tras la publicación de un informe de diagnóstico que detalla los problemas operativos y de administración del MER, evidenciados por el Ente Operador Regional (EOR) durante varios períodos de escasez de energía en 2023 y 2024.

El informe GM-35-07-2024/GJ-67-2024/AT-16-2024 identifica que, en momentos críticos de oferta limitada, las inyecciones de energía disponibles no fueron suficientes para cubrir la demanda de los CF y CNFFF, lo que ocasionó una dependencia excesiva de ofertas de oportunidad. Dichas ofertas, al ser más costosas y no estar siempre disponibles, resultaron en un aumento de los precios y en dificultades para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en la región.

La escasez de generación fue particularmente grave durante los meses de mayo y junio de 2023, y nuevamente en marzo y abril de 2024. Según el EOR, los predespachos nacionales y regionales se vieron afectados por la falta de ofertas de inyección, lo que obligó a la activación de las denominadas «variables de desatención», que miden la cantidad de energía no suministrada. El informe señala que en esas fechas, la generación disponible en el MER no fue suficiente para satisfacer las demandas de energía de los CF y CNFFF, lo que resaltó la necesidad de mayor flexibilidad en el sistema.

El Ente Operador Regional informó que en abril de 2024, por ejemplo, la disponibilidad de generación en Guatemala cayó drásticamente, afectando la programación de las inyecciones de energía en un 55.97%. Esta falta de oferta hizo necesario recurrir a la cancelación o reducción de contratos, afectando tanto a los CF como a los CNFFF. Ante esta situación, el EOR propuso modificaciones regulatorias para optimizar la programación de energía, incluyendo la adición de nuevos parámetros a los modelos de optimización y la implementación de procedimientos de corte de contratos en momentos de escasez.

Propuestas de modificación normativa

Para abordar estos problemas, la CRIE ha sugerido cambios importantes en los numerales A3.4.4.1 y A3.4.4.2 del Anexo 3 del Libro II del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). La propuesta de modificación normativa busca mejorar la gestión tanto de los CF como de los CNFFF en situaciones de escasez, y fortalecer la firmeza y flexibilidad de estos contratos.

Entre las modificaciones más destacadas se incluye la posibilidad de que los agentes del mercado puedan optar por aceptar el precio resultante de las ofertas de oportunidad o reducir la capacidad de generación previamente declarada en sus contratos. Asimismo, se propone la implementación de condiciones más claras para la disminución a cero de los contratos CNFFF en situaciones donde se opere en «islas eléctricas», es decir, cuando una parte del sistema eléctrico se aísla del resto del mercado.

En términos operativos, se plantea que el EOR pueda desarrollar procedimientos matemáticos y operativos para reducir los contratos firmes y no firmes en momentos de escasez, garantizando que los CF tengan prioridad sobre los CNFFF. Además, la CRIE recomendó establecer un sistema más flexible y eficiente en la programación y el redespacho de energía, para evitar que los altos precios de las ofertas de oportunidad sigan afectando al sistema eléctrico regional.

Impactos y beneficios esperados

El informe destaca que no se prevén costos monetarios significativos derivados de estas modificaciones, ya que el EOR utilizaría recursos propios para implementarlas. Sin embargo, los beneficios potenciales son claros: se espera una mayor eficiencia en la programación de transacciones eléctricas, una mejor seguridad del abastecimiento energético y un sistema menos vulnerable a la volatilidad de los precios de la energía.

La CRIE subrayó que la consulta pública es un paso necesario para garantizar la transparencia y recoger las opiniones de los diferentes actores del mercado. Esta fase de revisión permitirá ajustar los detalles de las propuestas antes de su implementación final, asegurando que los cambios propuestos realmente beneficien al mercado eléctrico regional.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, durante el Webinar «Sin inversión no hay transición: el futuro de la distribución eléctrica en América Latina” (ver transmisión), la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentó estudio con las inversiones necesarias en infraestructura de distribución de la región para garantizar una transición energética efectiva, inclusiva y sostenible.

El reporte llevado adelante por la consultora GM Global y ADELAT plantea dos escenarios de transición energética al 2040 para 7 países de la región (Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú).  Uno más optimista en el que se invertirán 431 billones de dólares y otro más conservador en el que la cifra asciende a 307 billones de dólares.

No obstante, durante el evento, expertos del sector afirmaron que para materializar estas inversiones el sector público, los distribuidores y el órgano regulador de cada país deben superar ciertos desafíos.

Algunos de ellos son: la creación de un planeamiento nacional unificado flexible para mejorar la generación, transmisión y distribución de energía; facilitar el acceso al financiamiento a distribuidoras; diseñar estructuras tarifarias eficientes; desarrollar esquemas de remuneración que permitan el reconocimiento anticipado de las inversiones; agilizar y simplificar procedimientos de autorización y permisos asociados a inversiones de transición energética, entre otros.

En línea con estos retos, Danilo Zurita, Jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE), uno de los organismos públicos más avanzados de la región, señaló: “Estamos afectados por el cambio climático, el dinamismo tecnológico y cambios en el patrón de consumo energético. Tenemos como desafío invertir en infraestructura, realizar monitoreos y prevención de la red. Esto se logra con mecanismos como la medición inteligente y modificaciones regulatorias que reconozcan las realidades locales de cada región para garantizar la calidad del servicio”.

De acuerdo al experto, mientras más seguridad haya en los sistemas de transmisión para la colocación de energía renovable, los incrementos en los costos para aportar esa resiliencia probablemente se vean equilibrados con un entorno completo.

A su turno, Medardo Cadena, asesor del secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) , advierte que, según las estimaciones de la entidad, el objetivo de alcanzar cero emisiones al 2050 requiere triplicar la capacidad instalada en generación que actualmente es de 500 GW a 1500 GW al 2050. Esto en términos de inversión, representa entre 3 y 4 trillones de dólares, una suma muy grande en la región.

Ante estas cifras, insistió: “El gran reto es avanzar en esta transición sin afectar al usuario. Para ello, hay que atraer esas inversiones con el menor costo de capital y riesgo posible, lo cual se logra trabajando mucho en la regulación. El marco normativo tiene que ser lo suficientemente flexible para incorporar todos los efectos de la tecnología e innovación y, por otro lado, ser lo suficientemente clara y con señales de largo plazo que den la seguridad para atraer inversión”.

En este contexto, Cadena sugirió que mantener espacios de diálogo es fundamental para que todos los actores estén sintonizados con estas necesidades y obligaciones en pos de alinear la visión del sector privado con el público.

“La transición energética sólo se logrará a través de la electrificación. Por ello, cuando hablamos de tarifa hay que mirar la película completa.  A veces fallamos en cómo transmitir al usuario final los beneficios de migrar hacia energías limpias. Hay que fortalecer el diálogo para superar estos desafíos”, afirmó.

En el cierre del webinar, a modo de conclusión, el vicepresidente de ADELAT, Horacio Nadra, coincidió con los especialistas y argumentó: “El desafío es enorme porque nuestras redes no están preparadas para soportar tanta energía. Muchas veces en Latam nos cuesta sostener políticas a largo plazo y hablar de tarifas eléctricas. Son temas que hay que debatir y lograr consenso porque el cambio es inevitable”. 

“Además, por la dinámica de las tecnologías involucradas la velocidad del cambio es exponencial. Eso nos tiene que impulsar hacia adelante para lograr paulatinamente semejante transformación. Es una gran oportunidad para todo los países de Latinoamérica y tenemos que estar preparados”, concluyó.

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GoodWe, líder mundial en soluciones de energía solar, anuncia su participación en Intersolar South America 2024, que tendrá lugar del 27 al 29 de agosto en São Paulo. Este evento, uno de los más importantes del sector de la energía solar en América Latina, servirá de escenario para que GoodWe presente sus últimas innovaciones y refuerce su compromiso con el mercado brasileño y sudamericano.

Perspectivas para el mercado brasileño de energía solar

GoodWe está entusiasmada con las oportunidades de crecimiento en el mercado brasileño de la energía solar. Con la demanda de energía limpia y sostenible en aumento, Brasil se ha convertido en uno de los principales mercados para las inversiones en energía solar. «Brasil tiene un inmenso potencial solar y estamos comprometidos a proporcionar tecnologías avanzadas que satisfagan las necesidades de energía limpia del país», dijo Fábio Mendes, vicepresidente de GoodWe para América del Sur.

Durante Intersolar South America, GoodWe destacará su gama de productos innovadores, incluyendo inversores y baterías de alta eficiencia y soluciones BIPV [Building-Integrated Photovoltaics], que integran perfectamente la generación de energía solar en las estructuras de los edificios, promoviendo la sostenibilidad y la eficiencia energética.

Estrategia de expansión en Sudamérica

Además de su fuerte presencia en Brasil, GoodWe se centra en la expansión de sus operaciones en toda América del Sur. La empresa ve la región como un mercado estratégico, con países que están adoptando cada vez más políticas a favor de las energías renovables.

«Nuestro objetivo es fortalecer nuestra red de socios y distribuidores en América del Sur, garantizando que nuestras soluciones de energía solar estén ampliamente disponibles para ayudar a acelerar la transición energética de la región», añadió Mendes.

La estrategia de expansión de GoodWe incluye el establecimiento de nuevos socios regionales, la inversión en soporte técnico local y la ampliación de su red de servicios. La empresa también se compromete a ofrecer formación y capacitación a instaladores y socios, garantizando la excelencia en la aplicación de sus soluciones.

Innovaciones y Sostenibilidad

En Intersolar South America 2024, los visitantes podrán explorar las novedades del portafolio de GoodWe, incluyendo los productos que serán lanzados durante el evento. Las soluciones de GoodWe son reconocidas por su calidad, confiabilidad y eficiencia, y están diseñadas para satisfacer las necesidades de proyectos residenciales, comerciales e industriales, así como plantas centralizadas y de gran escala.

Compruebe lo que GoodWe ofrecerá a los visitantes del evento:

Línea ES G2 3.5 – 6 kW | Híbrido Monofásico | 2 MPPTs

El inversor de almacenamiento de energía híbrido ES G2 Line de GoodWe está diseñado para aumentar el autoconsumo de energía solar mediante el control inteligente del flujo de energía y el cambio automático entre los modos conectado y desconectado de la red en menos de 10ms. Soporta cargas pesadas como aires acondicionados y permite la conexión en paralelo de hasta 3 inversores en la misma fase para aplicaciones monofásicas de mayor tamaño.

Las conexiones Plug & Play reducen el tiempo de instalación y la tecnología AFCI 3.0 integrada garantiza la protección contra incendios y arcos eléctricos. Compatible con varias marcas y modelos de baterías de 48 V, incluida la batería Lynx Home U de GoodWe, es ideal para los consumidores que buscan independencia energética.

Gama Lynx Home U 5,4 – 32,4 kWh | Batería de bajo voltaje

La gama Lynx Home U es una batería de litio de bajo voltaje diseñada para aplicaciones residenciales, que ofrece un soporte de descarga del 100% de la capacidad de la batería. Compatible con los inversores híbridos GoodWe, ofrece una solución integrada que facilita la instalación. Puede utilizarse para autoconsumo y respaldo, con una capacidad escalable de 5,4 a 32,4 kWh. La instalación y la puesta en marcha se simplifican gracias al cableado plug-and-play y al reconocimiento automático de los módulos. Es una solución eficaz para almacenar energía solar y utilizarla cuando sea necesario.

Gama ET 15-30K 15 – 30 kW | Híbrido trifásico | Hasta 3 MPPTs

El inversor de línea ET 15-30kW de GoodWe es ideal para grandes aplicaciones residenciales y pequeñas aplicaciones comerciales e industriales. Facilita el respaldo energético y la gestión de cargas, promoviendo una mayor autonomía y reduciendo costes. Con su función de reducción de picos, equilibra la demanda de la red, reduciendo el consumo de energía en horas de tarifas altas.

El contacto seco del inversor permite activar cargas externas, como bombas de calor, para optimizar el consumo. La gama es compatible con varias capacidades y marcas de baterías de alto voltaje, incluida la Lynx Home F G2 de GoodWe.

Gama Lynx F G2 6,4 – 230 kWh | Batería de alto voltaje

La gama de baterías de alto voltaje Lynx F G2 de GoodWe es ideal para soluciones de almacenamiento de energía con sistemas integrados. Con capacidades de 6,4 kWh a 28,8 kWh por batería, es posible ampliar hasta 230,4 kWh conectando hasta 8 torres de baterías en paralelo; algunos inversores incluso admiten la conexión de 2 bancos de baterías, alcanzando la impresionante cifra de 460 kWh de almacenamiento.

El Lynx F G2 es adecuado para optimizar el autoconsumo y los escenarios sin conexión a la red. La instalación y el mantenimiento se ven facilitados por el sistema modular de acoplamiento de baterías. Al utilizar celdas de litio fosfato de hierro [LiFePo4], ofrece la máxima seguridad y una larga vida útil.

Línea ET 40-50K [Lanzamiento] 40 – 50 kW | Híbrido trifásico | 4 MPPTs

La evolución de la línea ET tradicional de GoodWe cuenta ahora con potencias de 40 kW y 50 kW y un interruptor de transferencia externo de nivel SAI [cambio entre los modos de red y respaldo en menos de 10 ms].

El nuevo interruptor de transferencia [STS] abre una nueva gama de aplicaciones para los inversores híbridos: permite la conexión de generadores diésel y circuitos de respaldo en paralelo en hasta 4 unidades, lo que significa que es posible formar sistemas de respaldo para cargas prioritarias de hasta 200 kW y aplicaciones de microrredes junto con generadores.

La gama también incluye las soluciones más avanzadas de protección contra el agua IP66, protección contra sobretensiones [SPD], protección contra arcos eléctricos [AFCI 3.0] y conexión de baterías con polaridad inversa.

Gama ESA 50 kW/100 kWh | Todo en uno | Híbrido trifásico

La gama ESA es una solución híbrida todo en uno que integra inversores híbridos ET de 50 kW y baterías de alto voltaje Lynx C de 100 kWh en un único armario. Ofrece una mayor seguridad y un rendimiento fiable y está diseñada para aplicaciones comerciales e industriales [C&I] de interior y exterior, con un grado de protección IP65 y un sistema de extinción de incendios en el propio armario. Es una solución flexible de almacenamiento de energía que gestiona el autoconsumo y garantiza un suministro energético seguro. Además, reduce los picos de consumo de energía, recortando los costes energéticos.

Línea EO [Lanzamiento] 3.5 – 6 kW | Monofásico Off-Grid | 1 MPPT

La nueva línea EO trae al mercado el primer inversor 100% off-grid de GoodWe. El equipo, diseñado para aplicaciones aisladas de la red eléctrica, se lanza en versiones de 3,5 kW a 127 Vca y 6 kW a 220 Vca, y viene equipado con MPPT integrado y soporte de corriente de entrada del módulo FV de hasta 30A.

El inversor off-grid cuenta también con sistema de refrigeración inteligente y amplia compatibilidad con baterías de litio y plomo-ácido, garantizando flexibilidad de aplicación en los más diversos escenarios de Brasil y América del Sur.

Línea HPA [Lanzamiento] 7 kW Monofásico | 11 – 22 kW Trifásico

La segunda generación de cargadores de vehículos GoodWe integra nuevas tecnologías de control y optimización de la carga.

La gama HPA, con potencias de 7 kW monofásica y 11 kW y 22 kW trifásica, integra identificación por radiofrecuencia [RFID] para controlar el acceso a la estación de carga mediante tarjeta y un puerto RS-485 para la comunicación con los inversores GoodWe.

Las nuevas funciones permiten al usuario diseñar estrategias para priorizar y garantizar la carga de su vehículo eléctrico sólo con energía fotovoltaica y evitar el uso de la red.

Línea MIS [Lanzamiento] 1.6 – 2 kW | Monofásico | Microinversor

El microinversor de la gama MIS de GoodWe es ideal para entornos residenciales y pequeños comercios. Cada microinversor tiene 4 MPPTs individuales, permitiendo el seguimiento y optimización de cada módulo fotovoltaico. Equipado con WiFi y Bluetooth integrados, facilita la configuración y el mantenimiento, y permite la intercomunicación entre microinversores vía WiFi sin necesidad de un datalogger, ampliando la distancia de comunicación sin coste adicional. Ofrece monitorización en tiempo real del rendimiento de cada panel, ayudando a identificar problemas o ineficiencias. El MIS de GoodWe maximiza la producción de energía, reduce las pérdidas y aumenta la seguridad del sistema.

Línea XS G3 [Lanzamiento] 3.3 kW | Monofásico On-Grid | 1 MPPT

Los inversores de línea XS G3 de GoodWe están diseñados para ofrecer comodidad y eficiencia. Con un peso de sólo 4,6 kg y el tamaño de una hoja de papel A4, son fáciles de instalar y manejar.

Ofrecen una capacidad de sobrecarga de CC del 200% [6,6 kWp] y una eficiencia máxima del 97,6%, lo que garantiza un alto rendimiento y la generación de energía para los hogares. Además, incorporan protección avanzada contra arcos eléctricos [AFCI 3.0], clase de protección IP66 y funcionamiento silencioso por convección natural con niveles de ruido inferiores a 20 dB.

Admiten varias opciones de comunicación para su integración en sistemas solares domésticos inteligentes.

Línea MS G3 7-10 kW | Monofásico On-Grid | 3 MPPTs

Los inversores monofásicos GoodWe MS G3 de 7-10 kW son opciones potentes y versátiles para viviendas. Con 2 a 3 MPPTs, son ideales para tejados complejos, garantizando una alta eficiencia energética. La baja tensión de arranque de 50 V permite que los inversores funcionen a primera hora del día, aumentando la generación de energía.

Al soportar hasta 20 A CC por MPPT, son perfectos para módulos de alta potencia, reduciendo el coste nivelado de la energía [LCOE].

Admiten la función de recuperación PID para mejorar el rendimiento de los módulos. Incluyen dispositivos de seguridad como el interruptor de circuito por fallo de arco [AFCI 3.0] integrado y el dispositivo de protección contra sobretensiones [SPD] de tipo II, tanto en el lado de CC como en el de CA, que protegen contra incendios eléctricos y rayos en entornos extremos.

Línea SDT G3 [Lanzamiento] 8 – 40kW | Trifásico On-Grid | 2 – 3 MPPTs

La tercera generación de la línea SDT llega al mercado con mayor competitividad y nuevas tecnologías integradas. Los inversores ya incorporan de fábrica protección contra sobretensiones [SPD Tipo II] y protección contra incendios y arcos eléctricos [AFCI 3.0]. Los límites de corriente de entrada permiten la conexión de módulos fotovoltaicos de alta potencia con corrientes de hasta 21 A. La empresa ya se ha adelantado a la normativa y todas las potencias se lanzan con la certificación INMETRO 140/2022.

Línea SMT [Lanzamiento] 75 kW | Trifásica On-Grid | 6 MPPTs

El nuevo inversor SMT Line de 75 kW de GoodWe llega para aportar competitividad a las instalaciones en el límite de la microgeneración, aprovechando al máximo la energía generada por los módulos, con un amplio soporte de sobrecarga de CC y compatibilidad con módulos de hasta 21A. Su exclusivo diseño sin fusibles facilita el mantenimiento, ahorrando tiempo y dinero. Ofrece una excelente seguridad con protección integrada contra sobretensiones [SPD Tipo II] y protección contra incendios y arcos voltaicos [AFCI 3.0], así como resistencia IP66 para un funcionamiento fiable en condiciones extremas.

Línea GT [Lanzamiento] 100 – 125 kW | Trifásico On-Grid | 8 – 10 MPPTs

GoodWe también llevará al evento la nueva línea GT de inversores para aplicaciones comerciales e industriales. Con múltiples MPPTs y soportando módulos de corriente de hasta 21A, garantiza un alto rendimiento y eficiencia de conversión incluso en condiciones adversas. Los inversores están equipados con protección contra sobretensiones SPD de tipo II y protección contra incendios y arcos eléctricos AFCI 3.0 integrada de fábrica. La gama GT sigue la nueva tendencia de diseño de la marca, con líneas modernas y colores neutros en armonía con las aplicaciones comerciales e industriales.

Rapid Shutdown [Lanzamiento] RSD 2.0

Por primera vez en Brasil, GoodWe presenta su solución de parada rápida. La solución consiste en transmisores y receptores de señal PLC instalados en cada módulo fotovoltaico. Funcionan independientemente del inversor, garantizando la compatibilidad con inversores de string de cualquier potencia, incluso de otras marcas, y actúan automáticamente en caso de fallo o accidente, garantizando una tensión extrabaja en los circuitos de CC.

Contadores inteligentes

Monofásicos y trifásicos

GoodWe también presentará su gama de contadores inteligentes para sistemas monofásicos y trifásicos. Los productos propios de GoodWe son la elección perfecta para aplicaciones como la limitación de las exportaciones de energía a la red y la supervisión del flujo de energía dentro del sistema.

Línea HT 225/250 kW | Trifásico On-Grid | 6/12 MPPTs

La gama HT 1500V [225/250kW] de GoodWe está diseñada para grandes plantas fotovoltaicas centralizadas, ofreciendo una alta eficiencia sostenible. Con opciones para 6 y 12 MPPTs, compensación de potencia reactiva y compatibilidad con módulos bifaciales de 182mm y 210mm, garantiza la máxima generación de energía y retorno de la inversión. Dispone de monitorización a nivel de cadena para un diagnóstico preciso, una función de recuperación PID opcional y monitorización 24 horas. Los modelos GW225KN-HT y GW250KN-HT incluyen protección contra cortocircuitos y corriente inversa. Estas características aseguran el menor coste nivelado de la energía [LCOE] y una alta eficiencia incluso en condiciones difíciles, garantizando una larga vida útil.

Línea UT [Lanzamiento] 320/350 kW | Trifásico On-Grid | 12/15 MPPTs

La nueva línea UT 1500V de inversores string trifásicos de GoodWe aumenta la rentabilidad de las plantas fotovoltaicas. Ofrece opciones con 12 o 15 MPPTs, soporta corrientes DC de 15A o 20A por entrada, y es compatible con módulos bifaciales de 182mm y 210mm. Incluye funciones Anti PID y de recuperación de PID para mitigar la Degradación Potencial Inducida [PID] en los módulos fotovoltaicos. Diseñado para funcionar en entornos difíciles, puede soportar temperaturas extremas de -35°C a +60°C y una humedad elevada. El inversor UT 1500V garantiza una mayor fiabilidad, rendimiento y rentabilidad con un LCOE optimizado, lo que lo convierte en una solución de vanguardia para grandes proyectos fotovoltaicos centralizados.

SCU3000

El comunicador PLC inteligente de GoodWe es una solución para supervisar y controlar dispositivos en plantas fotovoltaicas. Con una comunicación flexible y un funcionamiento sencillo, es ideal para inversores inteligentes en proyectos fotovoltaicos a gran escala. Es compatible con la comunicación de red en anillo de fibra óptica, lo que garantiza una transmisión de datos precisa desde las subestaciones fotovoltaicas a largas distancias.

Estación de media tensión 3,5 – 9 MVA

La estación de media tensión GoodWe es una subestación transformadora compacta diseñada para soportar entornos difíciles, que ofrece una alta densidad de potencia de forma segura y eficiente. Compuesta por un panel de distribución de baja tensión, un transformador elevador y un panel de distribución de media tensión, es ideal para plantas solares a gran escala. La solución premontada y rentable se integra en un contenedor prefabricado de 6 metros, lo que facilita su transporte y rápida instalación. El diseño Plug-and-Play simplifica la conexión a la red y la arquitectura modular facilita el mantenimiento. Todos los componentes eléctricos se prueban de acuerdo con estrictas normas de seguridad, lo que garantiza una mayor protección para los operarios.

Gama Galaxy BMT-G4/088A | 335Wp

La gama Galaxy 335Wp es un módulo BIPV [Building Integrated Photovoltaic Solution] ligero de GoodWe diseñado para aplicaciones industriales y comerciales. Con un diseño ultraligero de sólo 5,6 kg/m² y una superficie sin marco, es ideal para tejados con poca capacidad de carga, garantizando una generación eficiente de energía. El vidrio ultrafino de 1,6 mm mejora la resistencia a los impactos de granizo y a los vientos fuertes, ofreciendo durabilidad y seguridad frente a las condiciones climáticas adversas. La línea Galaxy permite una instalación rápida y simplificada con diversos métodos, lo que se traduce en un importante ahorro de costes y tiempo de mano de obra.

Gama Polaris BMT-P2/144 | 550W

La gama bifacial Polaris 550Wp de GoodWe está diseñada para diferentes aplicaciones en cubiertas, como cocheras, tejados y pabellones, y es adaptable y versátil. Destaca por la tecnología que utiliza, que consigue la estanqueidad de la cubierta sin necesidad de elementos de sellado. El doble vidrio templado es resistente a fuertes vientos. El diseño modular y las dos opciones de fijación facilitan la instalación, ahorrando tiempo y evitando contratiempos. La estructura de drenaje integrada garantiza un techo protegido y sin filtraciones.

La participación en Intersolar South America 2024 reafirma la posición de GoodWe como líder innovador y socio fiable en el sector de la energía solar. La empresa está decidida a hacer una contribución significativa al desarrollo sostenible de América del Sur mediante la promoción de la adopción de energías renovables y la reducción de la huella de carbono.

Acerca de GoodWe

GoodWe es una empresa global dedicada a proporcionar soluciones energéticas limpias y sostenibles. Con una diversa cartera de productos que incluye inversores solares, soluciones de almacenamiento de energía y tecnologías BIPV, GoodWe tiene presencia en más de 100 países y una sólida reputación de innovación y excelencia.

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Continúan las repercusiones por el nuevo rumbo que tomará Petróleos Mexicanos (PEMEX) con la administración de gobierno que iniciará el próximo 1 de octubre. Tanto la presidente electa, la Dra Claudia Sheinbaum, como Víctor Rodríguez Padilla, quien fue anunciado como próximo director general de la estatal, señalaron que buscarán diversificar su oferta con alternativas más limpias. 

Algo de aquello ya había sido anticipado en el Plan de Sostenibilidad de PEMEX, presentado por la actual administración en el primer semestre del año, pero la novedad no sería tanto su apuesta por combustibles más sostenibles y la cogeneración, sino su apuesta audaz por una alianza con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para impulsar proyectos de hidrógeno verde y aventurarse a desarrollar y ejecutar proyectos de eólica marina. 

Si bien, en el plano internacional diversas petroleras están convirtiéndose a empresas energéticas con variedad de tecnologías y modelos de negocios, Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, considera que la situación financiera de PEMEX no se presta para un cambio de “primera a tercera” en su proceso de transición.

«En un contexto donde PEMEX atraviesa una crisis financiera tan grande, centrarse en desarrollar tecnologías que aún no han sido instaladas en México podría distraer recursos y agravar los problemas financieros de la empresa», subrayó.

La cogeneración de energía, ya presente en el Plan de Sostenibilidad de la estatal, fue destacada por Carranza como un paso lógico dentro de este contexto. Sin embargo, enfatizó que la velocidad con la que se están proponiendo nuevas iniciativas, como la energía eólica marina, podría ser problemática.

«Es como pasar de primera a tercera en un automóvil. Si no tienes los recursos financieros y operativos necesarios, el auto podría perder potencia y detenerse. Es cierto que las grandes petroleras internacionales están diversificándose, pero la mayoría no enfrenta una crisis como la de PEMEX», explicó Carranza.

Y añadió: «Se necesita un enfoque gradual para transitar hacia un modelo de negocio más sustentable».

La relación con CFE: ¿competencia o alianza?

Uno de los aspectos más interesantes del Plan de Sostenibilidad de PEMEX es la posible colaboración con la CFE para desarrollar proyectos conjuntos, como la producción de hidrógeno verde. El director de proyectos de energía en Akza Advisors mencionó que esta alianza podría ser clave para acelerar el tránsito hacia un modelo de negocio más sostenible para PEMEX. Sin embargo, también advirtió que esta colaboración no está exenta de retos e interrogantes, especialmente en lo que respecta a la competencia entre ambas empresas estatales.

«La CFE está mucho más avanzada en términos financieros y operativos, lo que le permite incorporar energías limpias de manera más eficiente. PEMEX, por otro lado, no tiene esa capacidad y podría quedar rezagada», afirmó.

Siguiendo con el análisis de Carranza, la crisis financiera de PEMEX limitaría su capacidad para competir con CFE en el sector de generación eléctrica, un área donde esta última ya tiene una posición consolidada, por lo que el camino de aliarse sería el más oportuno para su proceso de transición.

PEMEX desarrollará proyectos renovables durante el sexenio de Claudia Sheinbaum

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La Jefatura de Gabinete de Ministros de Argentina, a cargo de Guillermo Francos, presentó ante la Cámara de Diputados el primer informe de la gestión de Javier Milei, quien asumió las riendas del país el pasado 10 de diciembre. 

El gobierno nacional hizo énfasis en la sanción y reglamentación de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que dentro de sus artículos contempla la creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Tal es así que el Poder Ejecutivo espera inversiones estratégicas cercanas a los USD 18.000 millones en  nuevos proyectos en diversos rubros de la economía nacional, entre ellos la producción de baterías de litio y la generación fotovoltaica.

En este último aspecto, el reporte puntualiza que la Ganfeng, principal productor de litio de China y proveedor mundial para la producción de baterías, “evalúa” una inversión de aproximadamente USD 1000 millones en territorio argentino. 

“Tiene el proyecto Mariana en el Salar Llullaillaco y construye un parque solar con el que prevé el autoabastecimiento energético. En marzo, compró el 15% del proyecto Pastos Grandes, que empezará su construcción en 2025 y es propiedad de Lithium Argentina, filial de la canadiense Lithium Americas”, asegura el documento. 

“Además, son socias en otros proyectos como Caucharí – Olaroz, la mina más grande de litio del país, ubicada en Jujuy; y participan junto con Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse)”, agrega. 

Y si bien no se mencionan más proyectos renovables productos del RIGI, cabe recordar que, meses atrás, el Banco Central de Argentina asumió USD 2000 millones de inversiones privadas en parques eólicos para la producción de hidrógeno verde hacia el año 2032, a pesar que aún no hay un marco normativo correspondiente. 

En aquel entonces, el vicepresidente del BCRA, Vladimir Werning, planteó que habrá otros USD 1200 millones vinculados a la transición energética y USD 4600 millones para dedicadas a la ampliación del sistema de transporte eléctrico tras la aprobación de la Ley de Bases.

Por otro lado, el documento elaborado por la Jefatura de Gabinete de Ministros también hizo foco en la importancia de mitigar posibles distorsiones y/o perturbaciones sobre el sistema eléctrico nacional, por lo que señala que, entre varias alternativas en análisis, se contemplarán los resultados de la convocatoria AlmaMDI, destinada a la presentación de manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. 

Es decir que está en los planes del Ejecutivo avanzar en un esquema de incorporación de sistemas de baterías, aunque la realidad es que desde el cierre dado en marzo hasta la fecha no se dieron a conocer públicamente los resultados de ese llamado que fue lanzado en los últimos meses de la gestión de Flavia Royon al frente de la Secretaría de Energía de la Nación (ver nota).

“En lo que respecta a la promoción de mayores niveles de competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista, la implementación del “Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones” (RIGI) posee todas las condiciones necesarias para contribuir al apalancamiento de inversiones destinadas al sector. Asimismo, el reordenamiento del sector eléctrico contribuye al restablecimiento de señales de precios claras junto a la recomposición de esquemas de tarifas acordes a las necesidades de inversión que caracterizan a un sector como el de la energía eléctrica”, añade el archivo.

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La industria solar continúa trabajando para producir más con menos. Para lograrlo, JA Solar ha venido desarrollando una serie de innovaciones en la tecnología fotovoltaica que no sólo garantizan un alto rendimiento de generación de energía, sino también una alta confiabilidad al superar variedad de desafíos medioambientales y técnicos.

Durante un webinar organizado por Energía Estratégica, Guillermo Rubiano, especialista de soporte técnico para Latinoamérica de JA Solar, explicó que uno de los principales problemas que se enfrentan es la exposición de los módulos a condiciones adversas, como escenarios donde el polvo se vuelve un reto cuando provocan reducción del rendimiento por sombreado, riesgo de punto caliente, excesos en el costo de limpieza, entre otros.

Como respuesta a aquello, JA Solar ha presentado un módulo monofacial anti-dust, diseñado para minimizar la acumulación de polvo y evitar la degradación energética causada por puntos calientes y facilitar su mantenimiento.

«Vale la pena resaltar que tenemos control total de las patentes relacionadas con este desarrollo», indicó Rubiano. 

Y explicó: «Hemos mejorado el encapsulado de las celdas, incluyendo dos nuevas películas de protección (EVA y POE) que incrementan la resistencia a la corrosión».

Respecto a mejoras técnicas en los módulos, si bien JA Solar tiene diversas tecnologías en estudio, durante el webinar se ha abordado la optimización de los monofaciales de tecnología tipo-n, permitiendo un rendimiento superior en condiciones de baja irradiancia.

Por su parte, Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, aportó una visión estratégica sobre la posición de la compañía en el mercado global, destacando una trayectoria de más de 25 años en el mercado, 201 GW de envíos acumulados para lograr un 14% de Market Share Global (2023 S&P Global)

Aunque este año la industria en general está atravesando un periodo turbulento porque la capacidad de fabricación de todas las empresas juntas excede el requerimiento actual del mercado, generando mucha más ofertas que demanda, Sandoval subrayó que JA Solar ha conseguido sortear esta situación gracias a su enfoque en la eficiencia operativa, estrategia comercial e innovación tecnológica; lo que a su vez, le ha permitido mantener estabilidad financiera y su permanencia como empresa Tier One, reafirmando su posición como líder del sector.

«La mayor parte de los fabricantes están vendiendo a pérdida para mantener su cuota de mercado, lo que ha afectado la salud financiera de muchas empresas (…) JA Solar no solo está a flote, estamos bien para el impacto que ha recibido el mercado», afirmó.

En cuanto a las tendencias del sector, la gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar mencionó el importante crecimiento de la generación distribuida, impulsado por la reducción del costo de las baterías y la creciente demanda de soluciones energéticas más autónomas. Y, aunque observó que en mercados como México las políticas gubernamentales continúan limitando la expansión de proyectos, la generación distribuida seguiría en ascenso, y JA Solar ha podido capitalizar esta oportunidad con una cuota de mercado del 25% en ese país.

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Días atrás, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible sometió a consulta pública hasta el miércoles 18 de septiembre el Proyecto de Decreto “Por el cual se adiciona el Capítulo 14 al Título 9 de la Parte 2 del Libro II del Decreto 1076 de 2015 en lo relacionado con el Programa Nacional de Cupos Transables de Emisión de Gases de Efecto Invernadero (PNCTE) y se dictan otras disposiciones».

La medida tiene por objeto reglamentar el PNCTE y su puesta en operación al definir al cupo transable como un «derecho negociable que autoriza a su titular emitir una tonelada de CO2 u otros gas de efecto invernadero (GEI) por una cantidad equivalente a una tonelada de CO2».

En diálogo con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio fundador de OGE ENERGY, explica los alcances de la normativa y como esta ayudará a incentivar la industria renovable en Colombia.

F-M-INA-47 Proyecto de decreto PNCTE

 «El objetivo principal es la creación de un mercado para realizar transacciones sobre cupos de emisiones de gases de efecto invernadero e incentivar a las empresas a reducir sus emisiones de GEI. Para ello, el estado colombiano asignará un número limitado de permisos de emisión a las empresas o sectores industriales«, destaca.

Y agrega: «Cada permiso o cupo representa el derecho a emitir una cierta cantidad de gases de efecto invernadero. Las empresas que emiten menos de lo que les permite su cupo pueden vender el excedente a otras empresas que necesitan más permisos para cumplir con sus objetivos de reducción. Dado que los cupos se pueden negociar se activa la creación de un mercado para ello».

A modo de ejemplo, el experto señala que si una empresa logra reducir sus emisiones por debajo del nivel de su cupo, puede vender los excedentes y obtener ingresos adicionales. Este mecanismo motiva a las empresas a invertir en tecnologías más limpias y procesos más eficientes.

«El incentivo que crea esta propuesta para las energías renovables es doble, por una parte la empresa que quiera negociar su cupo debe reducir las emisiones con la implementación de producción de renovables. Y por otro lado, la empresa que no quiera exponerse a la compra de cupos podría implementar la producción de energías renovables», argumenta.

Según Suárez Lozano, si bien por naturaleza beneficia todo tipo de proyecto renovable por «costo – beneficio» la generación solar fotovoltaica y la gasificación de residuos serán las tecnologías que se verán más favorecidas.

A su vez, sugiere que esta propuesta de regulación podría acompañarse de dos medidas que podrían ser útiles para una mayor diversificación de la matriz: 1) implementar un mecanismo fácil y ágil para medir la reducción de las emisiones que conlleve a la expedición de un certificado o moneda digital; 2) obligar a las empresas a adquirir formación certificada sobre la manera que se podrán realizar las transacciones.

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La industria energética de América Latina se prepara para un evento virtual de gran magnitud que promete analizar en detalle los retos y oportunidades del mercado energético más grande de la región: Brasil.

Se trata de Brazil Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), un espacio que reunirá a las empresas líderes en la industria para discutir y debatir sobre las tendencias, innovaciones y perspectivas en el campo de la energía en Brasil.

Este evento se llevará a cabo el próximo jueves 26 septiembre, desde las 10 de la mañana hasta el mediodía (hora Brasilia) y se transmitirá a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES.

La inscripción ya está abierta, y aquellos interesados pueden registrarse de manera online y gratuita a través del siguiente enlace.

El Latam Future Energy Virtual Summit se desarrollará en torno a dos paneles de debate que abordarán temáticas de gran relevancia para la industria renovable:

Panel 1: Avances tecnológicos y oportunidades del sector fotovoltaico brasilero

Panel 2: Tendencias y proyecciones para la energía solar en Brasil

Estos espacios se centrarán en las innovaciones que están impulsando destacadas empresas para el crecimiento de la energía renovable en la región. Entre las participantes, se incluyen JA Solar, Seraphim, Sungrow, Huawei, Trina Solar, Canadian Solar, AESolar, Risen y Solis.

En efecto, Victor Soares, LATAM Technical Manager de JA Solar; Daniel Pansarella, Country Manager Brazil de Trina Solar; Ramón Nuche, Director LATAM de AESolar; Ricardo Marchezini, Country Manager de Risen y Denis Ribeiro Cola, Pre-Sales Engineer de Solis, son solo algunos de los expertos que compartirán sus conocimientos y experiencias. 

Con semejantes especialistas de renombre, este evento llega en un momento oportuno ya que Brasil acaba de lanzar su Política Nacional de Transición Energética (PNTE) para promover acciones que acarreen inversiones multimillonarias, mejorar la matriz energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Esta medida hace crecer las expectativas del sector renovable ya que establece las directrices que guiarán la estrategia brasileña para la transición energética y generar oportunidades de empleo, cuidando el suministro la seguridad y la lucha contra las desigualdades sociales y regionales.

Este y muchos temas más se abordarán en el evento que promete ser un espacio de diálogo e intercambio de conocimientos valiosos para todos los interesados en el futuro energético de Brasil.

A medida que el país busca avanzar hacia un futuro 100% renovable, el Brazil Future Energy Virtual Summit proporcionará una visión única sobre las tendencias y desafíos que definirán la industria en los próximos años. Para participar, regístrese de manera gratuita en el sitio web de Future Energy Summit.

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El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) viene realizando una labor determinante para garantizar un suministro eléctrico confiable y sostenible en Guatemala. No solo a través de sus tareas diarias vinculadas a la operación del sistema y gestión del mercado sino además a través de sus aportes en materia normativa.   

Tras la aprobación de la iniciativa remitida desde el AMM para la instalación, operación y remuneración de sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas, se han registrado avances significativos en tan solo tres meses. 

Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), señaló que esa propuesta normativa denominada como Generación Híbrida Autónoma (GHA) contempla tres fases y ya va a mitad de camino. A día de hoy esto permite, a partir de la primera fase, presentar proyectos de sistemas de almacenamiento en centrales solares y eólicas operando en configuración híbrida y dentro de poco lo será para otras tecnologías, ya que, según indicó la presidente del Administrador del Mercado Mayorista la segunda fase está bastante avanzada. 

Aquello no sería todo en materia normativa. Desde el AMM también están trabajando en una normativa específica para la cogeneración y en la actualización del precio de referencia de la potencia (PREFP). 

“Estamos trabajando en aquellas medidas que den señales para atraer más inversiones, además de las licitaciones”, declaró Silvia Alvarado de Córdoba, en exclusiva para Energía Estratégica. 

Aunque el AMM no participa directamente en las licitaciones, la presidenta expresó su deseo de que estas sean una herramienta para incorporar energía de base flexible y alternativas renovables. 

“Las licitaciones deberían dar señales adecuadas para que se incorpore energía de base, que necesitamos mucha, pero también energía alternativa que aproveche esta norma que tenemos de almacenamiento híbrido y que la energía de base sea flexible y que pueda acompañar el crecimiento de los renovables de forma sostenible”, exhortó. 

Más allá de licitaciones de generación, como la esperada licitación PEG-5, la autoridad mencionó que la iniciativa privada está interesada en aprovechar estos avances en normativa para proyectos competitivos híbridos. 

“Tenemos conocimiento de desarrolladores locales que aún por fuera de las licitaciones están avanzando con proyectos grandes de energía solar y están considerando incluir almacenamiento. Lo cual, a nosotros nos anima mucho porque sabemos que la demanda del sistema ya creció en energía y no solo en el pico de las cuatro horas, sino también durante el día”, observó. 

Por otro lado, la presidenta del AMM aprovechó la oportunidad para enfatizar la urgencia de avanzar en una licitación de transmisión. Mientras que la licitación PEG-5 avanza según su cronograma, la falta de progreso en la licitación de transmisión preocupa en el mercado.

«Sabemos que los proyectos de transporte llevan más tiempo que los de generación», comentó, advirtiendo que las fallas en el transporte ya están afectando el abastecimiento de la demanda en ciertas áreas.

La expansión de la red de transmisión sería fundamental para reforzar el sistema y además acceder a las zonas con mayor potencial renovable, un aspecto fundamental para garantizar el crecimiento sostenido del sector energético en Guatemala.

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Future Energy Summit, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, transmitirá un nuevo webinar gratuito donde Huawei Digital Power analizará los avances y tendencias en almacenamiento de energía.

La cita será el próximo jueves 12 de septiembre a las 10 horas de Panamá (9 hs de México y 12 hs de Argentina) y ofrecerá a las personas interesadas una oportunidad única para adentrarse en las soluciones innovadoras para el almacenamiento energético con baterías y los desafíos para garantizar una transición energética sostenible. 

El registro para este webinar gratuito ya está disponible en el siguiente enlace: Registro gratuito.

Durante la sesión, Diomedes Quijano, Chief Technical Officer – Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe) será el encargado de mencionar los últimos avances tecnológicos para el sector renovable y cómo Huawei está impulsando la digitalización y el desarrollo de energía limpia en la región. 

Este tema tomará gran relevancia debido a que la neutralidad de carbono ha impulsado rápidamente el desarrollo de alta calidad de la industria energética para atender sectores con desafíos significativos. Hecho que deriva en que el mundo se encuentre en la denominada 5° Revolución Industrial con el eje puesto en productos y soluciones bajas en carbono, digitales e inteligentes. 

Bajo ese contexto, Huawei Digital Power tiene el objetivo de desarrollar infraestructuras en tres aspectos fundamentales en la era de la energía digital: generación, electromovilidad y Tecnologías de la Información y la Comunicación (TICs). 

De forma especial, las tecnologías de generación fotovoltaica y los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (Battery Energy Storage System – BESS por sus siglas en inglés) no se quedan al margen de esa situación y continúan desarrollándose con velocidad, perfilándose como las principales fuentes para la descarbonización de las matrices y garantizar energía limpia en países, industrias, comercio y hogares.

Para registrarse en el webinar y obtener más información, de click en el siguiente enlace: Registro gratuito

Por lo que durante el webinar organizado por Future Energy Summit, Diomedes Quijano explicará los pilares fundamentales a presente y futuro a los que responden los proyectos de storage, en combinación con los sistemas fotovoltaicos, a la par de los retos y oportunidades para la implementación en Latinoamérica. 

Del mismo modo, el Chief Technical Officer – Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe) detallará las innovaciones en las que trabaja la compañía, el rol en la integración de tecnologías digitales y de electrónica de potencia para habilitar la digitalización de la energía impulsando un futuro más sostenible, como así también las ventajas para lograr mejores rendimientos en la operación y mantenimiento de los sistemas. 

No se pierda la oportunidad de participar de este webinar tan significativo para el sector, registrándose a través del siguiente link: Registro gratuito 

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Días atrás, el Ministerio de Minas y Energía (MinEnergía) y H2LAC lanzaron al servicio del público el Ecosistema H2 Colombia, el sistema único de información del hidrógeno en el país que tiene como objetivo impulsar el desarrollo, gestión y promoción del vector energético y sus derivados. 

La presentación oficial se llevó a cabo mediante un evento virtual (ver transmisión), organizado en el marco del Programa H2-diplo, Diplomacia de la Descarbonización, financiado por el Ministerio Federal de Asuntos Exteriores (AA) de Alemania e implementado por la Cooperación Alemana para el Desarrollo GIZ.

Se trata de una innovadora plataforma del Ministerio de Minas y Energía, en la cual se pone a disposición de la ciudadanía aspectos básicos del hidrógeno, estudios sobre el país, normativas, políticas públicas, trámites, oportunidades de inversión, inscripción de proyectos, directorio, entre otros.

Durante su presentación, Juan Camilo Zapata, líder de hidrógeno del Ministerio de Minas y Energía explicó el funcionamiento de la plataforma y el valor agregado que ofrece a stakeholders tanto a nivel nacional como internacional.

“Ecosistema H2 Colombia es una ventana hacia el mundo de cómo estamos trabajando en impulsar la industria renovable. El hidrógeno es una promesa hacia el futuro pero al mismo tiempo es una realidad que ya comienza a transformar las economías de los países y plantear nuevas formas de fuentes de energía no convencionales”, señaló 

Y agregó: “Teniendo en cuenta que América Latina está en un momento clave para aprovechar su potencial renovable y liderar el desarrollo de estas tecnologías, la plataforma busca hacer accesible la información sobre hidrógeno y generar un entorno colaborativo entre el sector privado, la academia y la comunidad para hacer realidad los proyectos de hidrógeno”.

Además, anticipó que el registro de la plataforma, será uno de los requisitos preliminares obligatorios para acceder a los incentivos tributarios que figuran en la Ley 1715 de 2024. 

Entre estos incentivos se encuentran la reducción de IVA para equipos y servicios, depreciación acelerada, la reducción de renta y tasas adicionales que permiten disminuir el 50% del CAPEX de estos equipos y servicios para el hidrógeno y fuentes no convencionales de energías renovables.

De esta forma, se establece un canal directo para que el MinEnergía se ponga en contacto con los desarrolladores de proyectos.

A su vez, al fomentar el uso de la plataforma, se busca centralizar, recoger, divulgar y registrar proyectos e información sobre la cadena de valor del hidrógeno y sus derivados. 

Esta cuenta con un GEOVISOR que calcula la producción actual de hidrógeno y sus incrementos a medida que se van inaugurando nuevos proyectos.

“Hemos hecho un perfilamiento de aproximadamente 30 proyectos por desarrollarse en Colombia. Sin embargo, solo un 10% de ellos están llegando a la decisión final de inversión. La idea es incrementar ese número y que estos no queden simplemente en ideas o en papel”, enfatizó Zapata. 

Ante el creciente número de inversionistas extranjeros, la plataforma permite conocer el paso a paso de cómo montar un proyecto de hidrógeno en Colombia y el marco regulatorio del país. 

“La herramienta puede llegar a ser una de las más completas en el mundo. Es una biblioteca que permite observar las últimas tendencias en consultorías desde el gobierno, gremios y entidades privadas generando un procesos de retroalimentación con la comunidad”, afirmó. 

Y concluyó: “Permite registrar las ideas y proyectos que impulsen el desarrollo del hidrógeno verde en Colombia. A través de la recopilación y difusión de información junto al acompañamiento del MinEnergía se busca que se genere una sinergia entre la comunidad y se pueda avanzar en la matriz”.

La entrada Solicitarán el registro en la plataforma Ecosistema H2 Colombia para el acceso a incentivos tributarios se publicó primero en Energía Estratégica.

De concretarse la rebaja de la potencia conectada de 500 kW a 300 kW, podría duplicarse o triplicarse la cantidad de clientes libres. Lo anterior implica desafíos de tipo regulatorios, de las propias empresas comercializadoras de energía y del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

“Si uno observa desde el 2018 se ha visto un aumento tanto en la capacidad instalada del sistema como también de las empresas coordinadas, de 400 a más de 750. Si bien se espera que se incorporen 3.500 nuevos clientes, la tasa de penetración es distinta si uno separa entre clientes que son industriales y clientes que son residenciales. Uno esperaría que los clientes de tipo industrial serían los primeros que se cambien. Como Coordinador es un desafío, pero estamos preparados”, comentó Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia en el CEN, en el webinario organizado por ACEN y denominado “Los retos de la rebaja del límite de la potencia” emitido este martes 3 de septiembre.

Agregó que se apuesta a que será un proceso paulatino y que probablemente será necesario reforzar cierta infraestructura de tipo TI y lanzar una campaña de capacitación de cómo funciona este mercado, capacitación que también fue apoyada por los otros panelistas que remarcaron que debía ser un esfuerzo conjunto de todos los actores intervinientes.

En relación con los requerimientos que deberán cumplir estos nuevos clientes libres, Oyanedel señaló que sería relevante que fuera una obligación, hoy es opcional, que se incorporen potencias de bajo 5 megas a la Plataforma de Recepción de Medidas para Transferencias Económicas (PRMTE). “Desde el punto de vista del Coordinador se requieren sistemas de medida que sean adecuados. Lo que sí es importante es que las eventuales barreras para la competencia se minimicen y si el medidor es una barrera hay que analizar si está cumpliendo su objetivo o no”.

Al respecto, el invitado internacional, Xavier Farriols, Electrical Business Managing Director en Factor Energía, indicó que “hoy en España se está cambiando la normativa porque los nuevos contadores (medidores) permiten cambios de comercializador muy rápido. A partir del 2026 se está hablando en España de que el cambio sea en 24 horas. Es decir, si hay una ventaja de precio el cliente lo ve al momento. Por lo tanto, el tema del medidor inteligente es una cosa clave”.

Añadió Farriols que a medida que el consumidor es más pequeño, el medidor es de la distribuidora y se renta en la factura mensual al distribuidor, de tal forma que en el cambio de comercializador el medidor no sea una barrera de entrada, tal como lo recomiendan desde el Coordinador.

Si bien en España, clientes de 30 kW tienen a una persona detrás que les habla, cabe preguntarse si los productos y servicios que ofrecen en la actualidad los comercializadores en Chile serán así de personalizados con la apertura del mercado. En esa línea, Rodrigo Moya, Gerente General en Imelsa Energia, dijo que el perfil de los clientes entre 500 kW y 300 kW es distinto, con un promedio de consumo de 0,5 GWh/año, “eso claramente va a suponer un aumento de la masa de clientes y un tipo de atención distinto, pero para las comercializadoras esto es una oportunidad. Tenemos que ver cómo las comercializadoras son atractivas para ese cliente. El desafío es presentar una oferta de valor atractiva a ese cliente, que sean más activos en lo que hacen y no sean solamente tomadores de precios como son hoy día en la distribución. Tenemos que pasar a una demanda que participe”.

Por su parte, Claudia Medina, Gerente Comercial y Regulación en Ferrovial, mencionó que la competitividad no solo mejora el precio, sino que la oferta en el servicio de los productos. Además, impulsa la innovación y la transparencia y genera esa confianza con el cliente que es fundamental. Sin embargo, recalcó que “para que podamos tener tarifas de energías baratas, 100% renovable, obviamente tenemos que impulsar más penetración de energías renovables en las redes y para ello, necesitamos tener más transmisión segura, robusta y resiliente. Eso se va a traducir en que todos los clientes regulados a través de las licitaciones y los no regulados a través de la negociación bilateral, vamos a tener energía más barata y limpia”.

Según el experto español, si los comercializadores tienen energía más barata, el consumidor y la industria también. “Las renovables ayudan a liberalizar el mercado, pero se liberaliza porque el precio es más económico”.

La experiencia española puede revelar bastante respecto a los pasos que deberían darse en el contexto de la apertura del mercado. Farriols señaló que en España existe lo que se denomina el Sistema de Información del Punto de Suministro “que es una información técnica a la cual todos los comercializadores tienen acceso. Es la curva y perfil de consumo del cliente de los últimos dos años. Eso nos ha ayudado mucho a generar competencia y productos y hacer ofertas personalizadas”.

La experiencia internacional indica que, en las aperturas de mercado, es importante como un primer paso la coordinación entre el comercializador, la distribuidora y el Coordinador, sobre todo, para fijar protocolos ya que la facturación es un elemento clave en que no se puede fallar.

Por su lado, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN, concluyó comentando que “estamos en la primera ola de renegociación de los contratos. En forma abrumadoramente mayoritaria todos los clientes libres han preferido continuar siendo clientes libres y no volver a ser cliente regulado».

Y cerró: «Esperamos que el informe (del TDLC) sea positivo y que tan pronto salga, el Ministerio de Energía realizará las adecuaciones normativas necesarias para que al más breve plazo posible este gran número de pequeñas industrias puedan verse beneficiadas del mercado libre. Este paso de 500 kW a 300 kW es una primera etapa, y en el mediano y largo plazo, se llegará a lo que ocurre en países como España donde todo el mundo puede ser cliente libre”.

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La Plataforma para el desarrollo del hidrógeno verde en Latinoamérica y el Caribe H2LAC lanza este año un nuevo evento que busca avanzar hacia una transición sostenible con hidrógeno verde y sus derivados a través de la colaboración público-privada.

Se trata de LAC H2 SUMMIT Cartagena 2024, un espacio para promover el desarrollo de negocios entre la oferta y la demanda a través del encuentro de los agentes del ecosistema mundial del hidrógeno para materializar el potencial de la región América Latina y el Caribe.

El evento que se llevará adelante el 11 y 12 de septiembre en el Centro de Convenciones – Cartagena de Indias, es organizado por la Alianza LAC Clean Hydrogen Action y la Cooperación Alemana para el Desarrollo GIZ, en el marco del Programa International Hydrogen Ramp-up (#H2Uppp) y el Programa H2-diplo – Diplomacia de Descarbonización, con el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) y el Ministerio Federal de Asuntos Exteriores (AA) de Alemania.

A pocos días de la apuesta, LAC H2 publicó a través de un webinar un conversatorio donde importantes figuras del sector energéticos y el hidrógeno, expusieron más sobre la agenda del evento y analizaron también el futuro del hidrógeno en la región.

En este marco, Daniel Díaz Toro, Director Ejecutivo de WEC Colombia señaló: “En una temática como la economía del hidrógeno necesitamos que tanto los actores públicos como privados participen de manera activa desarrollando espacios propicios de relacionamiento como ferias comerciales, espacios académicos”

En línea con esos objetivos, Díaz Toro explicó que este encuentro sirve para promover alianzas y crear una red colaborativa para pensar en las mejores prácticas para implementar el vector energético.

A su turno, Monica Gasca, Presidente de la Asociación de Hidrógeno en Colombia destacó: “Es muy bonito tener hojas de rutas y estudios interesantes pero al final del día, el cambio se genera realmente materializando los proyectos, no solamente en Colombia sino en los distintos países de la región”.

“Por ello estos espacios son fundamentales para acelerar acciones que permitan superar los retos que tienen los proyectos de hidrógeno en términos de temas ambientales, sociales y de financiamiento, para que puedan volverse una realidad. Las mesas de trabajo que vamos a tener en el marco del evento son muy importantes para cumplir las metas que tenemos en torno al hidrógeno”, agregó.

Además, enfatizó en la necesidad de realizar encuentros con los principales tomadores de decisiones y stakeholders para lanzar subastas para proyectos de hidrógeno en la región.

Proyectos de hidrogeno en Colombia

Según H2 Colombia, el país cuenta con una cartera de 28 proyectos en desarrollo para la producción y utilización del hidrógeno verde en el país. 

De acuerdo a Gasca, debido a sus grandes dimensiones, la mayoría entrarán después del 2035. Dentro de ese portafolio, existen en desarrollo 15 GW de electrólisis y una planta de hidrógeno azul de 190 kilotoneladas.

Además, se espera que este año se inaugure el proyecto de hidrógeno verde más grande de Latinoamérica, realizado por la empresa Hevolution en Antioquia: 2,3 MW de electrólisis, 1000 kg de hidrógeno diario, y 5000 kg de amoníaco diario.

Para acelerar la entrada en operación de estos proyectos y cumplir las ambiciosas metas del país, Gasca reconoce la importancia de promover alianzas entre actores públicos y privados a través de espacios de relacionamiento tales como  LAC H2 SUMMIT Cartagena 2024

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Llega una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, el evento más importante para el sector energético renovable en América Latina. Este encuentro, organizado por Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, tiene como objetivo principal impulsar la transición hacia un futuro más sostenible, reuniendo a líderes de la industria para discutir las últimas tendencias y avances tecnológicos en la región.

El evento, programado para el 25 de septiembre, comenzará a las 7 am en México, 8 am en Colombia, 9 am República Dominicana, y 10 am en Chile. La inscripción ya está abierta, y aquellos interesados pueden registrarse de manera online y gratuita a través del siguiente enlace.

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Este formato virtual facilita la participación de un público amplio y diverso, ofreciendo un espacio único para el intercambio de ideas y el fomento de nuevas inversiones. Por lo que animamos a todos a inscribirse para formar parte.

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El Latam Future Energy Virtual Summit se desarrollará en torno a dos paneles de debate que abordarán temáticas de gran relevancia para la industria renovable:

Panel 1: Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector

Panel 2: Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica

Estos paneles se centrarán en las innovaciones tecnológicas que están impulsando destacadas empresas para el crecimiento de la energía renovable en la región. Entre las participantes, se incluyen Sungrow, Seraphim, JA Solar, Huawei Digital Power Colombia, Chint Colombia, Runergy, Risen y DIPREM.

La energía solar ha demostrado ser una de las opciones más competitivas y de rápida implementación en Latinoamérica, posicionándose como un pilar fundamental para la transición energética por lo que será la tecnología principal sobre la que se hablará. No obstante, se debatirá sobre las barreras que enfrentan otras alternativas de generación en la región, así como las señales que el sector público deberá enviar para catalizar el desarrollo de nuevos proyectos.

Ambos paneles serán moderados por periodistas especializados de Energía Estratégica, entre ellos Matías Medinilla, periodista del medio, y Guido Gubinelli, editor de la misma plataforma. Estos profesionales guiarán las discusiones, asegurando que se aborden los temas más relevantes y urgentes para la industria.

Entre los oradores confirmados se encuentran algunos de los principales referentes del sector renovable en América Latina. Victoria Sandoval, Business Developer de JA Solar; Luis David Arias Quintero, Solution Manager de Huawei Digital Power Colombia; Oscar Iván Urrea Riveros, Gerente de Chint Colombia; Omar Ávila, Sales Manager de Runergy; y Vandy Ferraz, LATAM Product Manager de Risen, son solo algunos de los expertos que compartirán sus conocimientos y experiencias. Además de presentar innovaciones de sus respectivas empresas, estos especialistas abordarán los retos y oportunidades actuales en los mercados energéticos de la región.

Con la participación de empresas líderes y expertos en el campo, se espera que este evento genere un diálogo fructífero que impulse la transición energética en la región.

La inscripción está abierta, y la participación es gratuita y accesible desde cualquier lugar. No pierdas la oportunidad de ser parte de esta discusión clave para el futuro energético de la región. Inscríbete ahora en el Latam Future Energy Virtual Summit.

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La entrada Abierta la inscripción: Latam Future Energy Virtual Summit llega para catalizar nuevas inversiones renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La semana pasada, el Ministerio de Energía de Chile envió a la Cámara de Diputados el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio energético a 4,7 millones de usuarios que propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien las subvenciones de las cuentas eléctricas y también ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

El primer punto será mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Y si bien el proyecto de ley aún debe tratarse en el Congreso, desde el sector energético surgieron inquietudes respecto a cómo afectaría esta última medida al suministro eléctrico y demanda de los clientes regulados, considerando los contratos ya adjudicados en años anteriores. 

Por lo que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) se encargaron de despejar las dudas sobre el tema y vaticinaron que podría impactar inmediatamente, pero el efecto no sería demasiado en las licitaciones a futuro de mantenerse la iniciativa. 

“Hoy en día, los contratos firmados tendrán un porcentaje de suministro menor, en tanto que los costos y beneficios de ello serán evaluados en la discusión del proyecto de ley”, afirmó Danilo Zurita Oyarzún, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, durante la mesa técnica sobre tarifas eléctricas.

“Eso puede tener principales efectos en el corto plazo, porque a mediano plazo las necesidades de nuevos contratos se verán ajustadas a la demanda. No es que siempre se le quitará energía a los contratos suscritos, sino que a mediano plazo se licitará menos, por lo tanto se nivelará las cantidades contratadas conforme a la demanda”, complementó Martín Osorio, jefe del Departamento de Regulación Económica de la CNE. 

Y cabe recordar que La propuesta del Ejecutivo establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las PyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

Pero a su vez, la propia Comisión Nacional de Energía ya determinó que para el próximo bienio no serían necesarias convocatorias de corto plazo, pero a partir del 2030 se precisará más generación eficiente, dado que a partir de la próxima década en adelante se estiman déficits energéticos que podrían alcanzar los 45488 GWh / año hacia el 2043 (ver nota). 

Por tal motivo es que las licitaciones deberán promover la participación de distintos medios y capacidad de generación, así como flexibilidad al sistema. Adicionalmente podrán contemplarse más mecanismos de evaluación de riesgo y eficiencia que enfrentan ofertas de nuevos proyectos con respecto de aquellos ya existentes. 

En consecuencia, podría más convocatorias como la Licitación de Suministro 2023/01 (destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028) donde Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse los 3600 GWh/año a un precio de USD 56,679 MWh.

Aunque a pesar de los resultados y de que se volvió a adjudicar toda la energía licitada, desde el sector remarcaron una serie de trasfondos que derivaron en la baja competitividad de players y ofertas de la convocatoria, por lo que dejaron la puerta abierta a cambios para el futuro, y ahora más aún si cambia la demanda. 

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El avance de las energías renovables en Centroamérica enfrenta diversos desafíos, pero también se vislumbran oportunidades significativas para su expansión. Según Fernando Duque Cardoze, Managing Partner de Ducar Capital SAPI de CV, la generación distribuida es uno de los temas clave que podría abrir nuevas puertas para la penetración de energías limpias en la región.

En una entrevista con Energía Estratégica, Duque Cardoze se refirió a los pasos que considera necesarios para fomentar un entorno más propicio para las energías renovables. Uno de los principales que identifica el referente de Ducar Capital SAPI de CV es la necesidad de desregular la generación distribuida.

«La desregularización de generación distribuida es el tema en el cual yo vería que hay mayor oportunidad para energías renovables en Centroamérica», afirmó.

La propuesta de Duque se centra en eliminar las restricciones que impiden a las empresas o particulares implementar proyectos de generación distribuida de mayor capacidad para el autoconsumo, con venta o no de excedentes.

«Hoy en día, si tú quisieras hacer un proyecto de autoconsumo, de la capacidad que te permitan las losas de tus techos o tierras de tu propiedad o de tu empresa, no puedes, eso está limitado», explicó.

En su mayoría, los mercados de Centroamérica tienen como tope los 500 kW para autoconsumo, lo que, según Duque, al igual que ocurre en el vecino mercado de México, es insuficiente para maximizar el potencial de las energías renovables a nivel local y regional.

«Como mínimo debería ser de 1 MW. Y quizás a un poco más, 1.5 MW o 2 MW», sugirió. Esta ampliación permitiría a las empresas del sector instalar más energía renovable por proyecto y, por ende, contribuir de manera más significativa a la matriz energética regional.

Pensar la implementación de un mismo límite de autoconsumo a nivel regional no sería una tarea imposible desde la perspectiva del referente consultado.

«Lograr un acuerdo entre los ministerios o secretarías de energía que son las que tenemos en Centroamérica para trabajar en un documento en común que sea de base para que todos los países o todos tengamos la oportunidad es posible», planteó.

Y, aunque advirtió que algunos países, como Nicaragua, presentarían más obstáculos por condiciones actuales del gobierno, frente a otros como Panamá, Guatemala y El Salvador, que son vistos como más atractivos para la inversión en energía renovable, podrían existir acuerdos sobre generación distribuida nivel regional; en líneas generales, en el sector energético ya existen en el marco del Mercado Eléctrico Regional (MER).

«Ya tenemos un acuerdo centroamericano en el cual la energía puede ser producida en un país y vendida en otro», destacó Duque Cardoze, quien comentó que esta visión podría ser tomada para permitir desarrollar proyectos de autoconsumo de mayor envergadura; de manera que, en el corto plazo, las empresas instaladoras locales puedan tener una visión regional y, a largo plazo, los autogeneradores puedan vender excedentes a otras distribuidoras en la región.

Una armonización de política pública y desregularización de la generación distribuida a nivel centroamericano sería un paso importante por dar, de acuerdo con Fernando Duque Cardoze, Managing Partner de Ducar Capital SAPI de CV, para facilitar la expansión de proyectos de energía renovable en toda la región y fomentar además una mayor flexibilidad y eficiencia en la distribución de recursos en la red.

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El Poder Ejecutivo de Brasil lanzó la Política Nacional de Transición Energética (PNTE) para promover acciones que acarreen inversiones multimillonarias, mejorar la matriz energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

La política establece las directrices que guiarán la estrategia brasileña para la transición energética y generar oportunidades de empleo, cuidando el suministro la seguridad y la lucha contra las desigualdades sociales y regionales.

“Vamos a liderar el mundo en la nueva economía: la economía verde. Hay R$ 2.000.000.000.000 (alrededor de USD 360.000.000.000) en inversiones, hay 3.000.000 de puestos de trabajo para los brasileños. Es eólica, solar, hidráulica, biomasa, biodiésel, etanol, diésel verde, captura y almacenamiento de carbono, combustible de aviación sostenible, hidrógeno verde”, sostuvo Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil. 

“Es el renacimiento de la industria brasileña sobre una base sostenible. Es agregar valor al producto brasileño producido con energías limpias y renovables, es una oportunidad para potenciar el uso de nuestro contenido local”, agregó. 

La PNTE se implementará a través de dos instrumentos centrales. El primer de ellos será el Foro Nacional de Transición Energética (FONTE), un espacio político-democrático de diálogo para desarrollar un proyecto de ley de transición energética y que brindará recomendaciones al Consejo Nacional de Política Energética (CNPE).

Mientras que el segundo mecanismo será el Plan Nacional de Transición Energética (PLANTE), que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

Y cabe recordar que el nuevo PAC destinará más de R$ 4.700.000.000 para el avance de 45 proyectos fotovoltaicos y 29 líneas de transmisión que sumarán 8955 kilómetros al sistema, siendo 15 internas propias del estado de Minas Gerais y otras 14 que también pasan por los estados de São Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Bahía. 

El PLANTE tendrá un enfoque sectorial que abarque el ámbito industrial, transporte, electricidad, minerales críticos para la transición e hidrocarburos, como también un foco transversal dedicado a los marcos regulatorios, la equidad energética y la atracción de inversiones..

«Tenemos 27 GW en proyectos de hidrógeno registrados en el Ministerio de Minas y Energía a la espera de avances, que aportarán R$ 200.000.000.000 en inversiones. Con ello que estamos viabilizando y que no están en el PAC, aumentaremos aún más esa cifra y lo presentaremos a Brasil”, aseguró Silveira.

“Vamos a reestructurar el sector eléctrico del país, ya que en septiembre le entregaremos al presidente Luis Inácio Lula da Silva el proyecto de ley de transición energética para darle la etapa final, que luego resolveremos junto al Congreso”, añadió. 

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La transición energética global está en curso y su magnitud será un catalizador para reconfigurar la economía mundial. Argentina no está exenta de esto, y es por ello que resulta estratégico asumir el desafío de diseñar un futuro con energía segura, equitativa y limpia, aprovechando las oportunidades que ofrecen las energías renovables.

Es así que, el martes 1 de octubre de 10:00 a 17:00, en el SUM del Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región (CCIR), tendrá lugar la jornada Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global, una iniciativa del CCIRR que cuenta con la colaboración de Oscar Balestro, presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos SA (EEDSA); el auspicio de Menara y DEISA; y el apoyo del Gobierno de Santa Fe y la Municipalidad de Rafaela.

En este marco, referentes nacionales y provinciales debatirán sobre la importancia estratégica de fijar una hoja de ruta que brinde visibilidad de largo plazo y articule los esfuerzos para una transición energética exitosa.

Habrá presentaciones a cargo de Gabriela Guzzo, gerente comercial senior de Genneia; José Risso, director de Proyectos de DEISA; Martín Dapelo, presidente de ON Networking; Marcelo Álvarez, director de Coral Energía; Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Energía; Juan Carlos Villalonga, presidente de Globe International; y Verónica Geese, secretaria de Energía del Gobierno de Santa Fe.

Mientras que Energía Estratégica, el portal de noticias sobre energías renovables, eficiencia energética y movilidad eléctrica más visitado y actualizado de Latinoamérica será media partner de la jornada.

Inscripciones

La actividad es abierta a todo público, y tiene un costo de $50.000. Los socios del CCIRR tienen un 15% de descuento sobre este valor.

Quienes deseen participar, deben completar el formulario de inscripción. Para realizar consultas adicionales, los interesados pueden enviar un mail a ivan.acosta@ccirr.org.ar.

La entrada Se acerca una nueva jornada sobre energías renovables en Argentina en el Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región se publicó primero en Energía Estratégica.

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) invita a oferentes interesados a presentar ofertas en su proceso de «Contratación para el estudio, diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en servicio de un sistema de almacenamiento de energía con batería conectado a la red (BESS) de una capacidad de 75 MW/300MWh, en la subestación Amarateca».

Este aviso de licitación pública internacional, que lleva como denominación las siglas LPI N 001-ENEE-UEPER-2024, fue publicado por Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, ayer lunes 2 de septiembre del 2024. Según anticipó la autoridad en redes sociales, está convocatoria persigue asegurar la disponibilidad de suministro y acompañar el despliegue de energías renovables variables en la red.

«Honduras se mueve a almacenar energía de los 520 MW de capacidad instalada solar, para tener disponibilidad en la noche y en las horas de máxima demanda», argumentó el secretario de Energía en su cuenta de X.

¿Cómo participar? Según consta en el anuncio, se podrán adquirir los pliegos de condiciones de la licitación a partir de la fecha, mediante la presentación de una solicitud por escrito a la oficina de Dirección de Licitaciones, ubicada en el séptimo piso del edificio Cuerpo Bajo «C» del Centro Cívico Gubernamental de Tegucigalpa M.D.C.

Aquella solicitud deberá ser acompañada del comprobante de pago de L 2,500, cantidad no reembolsable, realizado mediante depósito en el Banco Central de Honduras en la cuenta de la ENEE N 12100-01-000118-5.

Adicionalmente, las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de la oferta por un monto equivalente de, al menos, un 2% del valor total de su oferta.

Aclarado todo aquello, las empresas interesadas en participar tendrán tiempo de hacerlo a más tardar a las 10:00 am del miércoles 23 de octubre del 2024. Ese mismo día pero a las 10:15 am será el acto de apertura de ofertas ante representantes de los oferentes que deseen asistir en la dirección antes indicada. Considerando las fechas y horarios expuestos, se pone en consideración que las ofertas que se reciban fuera del plazo antes mencionado serán rechazadas.

Un detalle a considerar es que, una vez avanzado el proceso, los documentos de la licitación podrán ser examinados en el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras «Honducompras» en la web www.honducompras.gob.hn Por lo que, posteriormente podrán adquirir carácter público si estos resultaron adjudicados.

Finalmente, el documento que anuncia la licitación aclara que el financiamiento para la realización del proceso proviene exclusivamente de fondos nacionales, marcando la prioridad de la administración de la república en desarrollo el sector energético.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un nuevo informe semestral sobre proyección de demanda de Energía Eléctrica 2024-2038, en el que destaca un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida.

Estas proyecciones cargan de expectativas al sector energético ya que representan herramientas fundamentales para las subastas de energía anunciadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

En conversaciones con este medio, Jorge Moreno, especialista regulatorio de  Óptima Consultores, analiza las estimaciones de la UPME y afirma que otorgan mayor «tranquilidad» a los inversionistas de proyectos de fuentes no convencionales en Colombia, en comparación al informe anterior.

Además, plantea la posibilidad de nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029. A continuación, el análisis del experto.

-¿Cuál es el balance del informe semestral sobre proyección de demanda de energía eléctrica 2024-2034?

Esta nueva entrega de la proyección de demanda no trae nada novedoso en términos ni de metodología ni de los supuestos que toma la UPME para la proyección de demanda de energía eléctrica. El ejercicio sigue siendo muy estándar, con la demanda siendo explicada por su propio crecimiento, el crecimiento del PIB, de la población del país y el comportamiento de la temperatura en las diferentes zonas geográficas.

La proyección es menor a la que entregó la entidad en enero de este mismo año. Respecto a esa proyección de enero desde Óptima Consultores fuimos muy críticos porque los resultados aumentaron cerca del 5% en promedio respecto a la de julio del año pasado, sin haber visto realmente un cambio ni metodológico ni de los supuestos explicativos, por lo que, incluso, en nuestros modelos internos decidimos seguir usando la proyección previa (la de julio).

En esta nueva entrega los resultados vuelven a niveles de la proyección de julio de 2023 con un incremento medio de 1.5%, lo que da un poco mas de tranquilidad en cuanto la rigurosidad de la proyección. A futuro para el sector, brinda certidumbre ya que aun se sigue esperando un crecimiento de la demanda entre 2,1% y 3,3% anual, lo que significa mayor apertura para las inversiones en el sector.

También es un llamado al gobierno nacional para continuar estableciendo las políticas públicas correctas que incentiven la inversión para aumentar la oferta y así lograr atender la demanda esperada.

-En base a esos esquemas, ¿hace faltan nuevas subastas de largo plazo o una nueva subasta de cargo por confiabilidad para cubrir la demanda proyectada?

Bajo estas nuevas proyecciones de demanda en el escenario medio, los balances en Óptima indican que hay un déficit de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 25-26 de cerca de 13.2 GWh/día y para el periodo 26-27 de cerca de 13.8 GWh/día que pueden ser cubiertos por la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), existente en el sistema.

Por otro lado, para el periodo 27-28 el déficit sería cercano a los 9.6 GWh-día, sin embargo, la ENFICC existente no sería suficiente para cubrir el déficit, razón de que en la última propuesta regulatoria (CREG 701 060) que buscaría llamar subastas de reconfiguración para los periodos 25-26, 26-27 y 27-28, para este el último periodo se permitiría participar a plantas nuevas como si participaran en una subasta primaria de asignación de obligaciones de energía en firme.

En ese orden de ideas una nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029 es altamente probable.

-Para el año 2024, se prevé que la generación distribuida alcance los 339 MW, mientras que para el año 2038, la expectativa es que ascienda a 1.812 MW.  ¿Te parece que esa proyección es acertada o crecerá aun más?

Con un estimado total de 1.8 GW en 14 años, la proyección de generación distribuida parece ser baja, teniendo en cuenta que el potencial podrá ser cercano a las 12 GW.  No obstante, no se espera que la expansión de este segmento sea muy fuerte en Colombia, principalmente, porque en el 2018 se definió que la generación distribuida sería toda aquella menor a 1 MW.

Desde Óptima consideramos que se cometió un error al adoptar esta medida, ya que al ser proyectos tan pequeños no se logran economías de escala que permitan llegar a un cierre financiero de forma sencilla y que sea un segmento de mercado interesante para los inversionistas.

-¿Y qué medidas debería lanzar el gobierno para impulsar aún más este segmento?

Si se quisiera mayor expansión en Generación Distribuida lo primero que se debería hacer es aumentar su capacidad a 9 MW como en el caso de Chile.

Además, se deben proporcionar las condiciones para que reciban el beneficio por reducción de perdidas independientemente a quienes vendan su energía en contratos o en bolsa.

También es indispensable ayudar y acompañar a los proyectos en sus procesos de conexión con los Operadores de Red.

La entrada Advierten que la proyección de demanda de la UPME significará una mayor apertura de inversiones renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación aumentó el límite de potencia de los proyectos de generación distribuida en Argentina (enmarcados bajo la Ley Nacional N° 27424) de 2 MW a 12 MW. 

El cambio llegó a través de la Resolución N° 235/2024, que lleva la firma del titular de la cartera energética, Eduardo Rodríguez Chirillo, y que aplica tanto para los proyectos individuales, comunitarios o comunitarios virtuales, aunque cabe aclarar que el límite varía según la categoría tarifaria de pertenencia, por lo que ese incremento del umbral impactará en los usuarios – generadores mayores, por lo que las categorías quedarán de la siguiente manera.

Usuarios – generadores pequeños (UGpe): No podrán superar los 3 kW de potencia.
Usuarios – generadores medianos (UGme): De 3 kW hasta 300 kW.
Usuarios – generadores mayores (UGma): De 300 kW a 12 MW de capacidad. 

Y en el caso de los U/G comunitarios y comunitarios virtuales podrán conectar equipos de generación a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las potencias contratadas por cada uno de los usuarios que conforman el grupo. 

Mientras que la inyección de excedentes de generación distribuida hasta 12 MW sólo podrá ser objetada por la empresa distribuidora fundada en estudios técnicos, realizados por ésta última en forma previa a la instalación y conexión del equipo de medición correspondiente, a fin de evaluar el impacto en la seguridad operacional de la red que el aumento de la inyección de excedentes pueda causar.

Asimismo, los usuarios que contraten distintas potencias en función de bandas horarias podrán conectar equipos de GD hasta el máximo valor de las potencias contratadas. En tanto que por encima de ese nivel de los 12 MW de capacidad, se aplicará el régimen de Autogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

¿A qué se debe la modificación? La iniciativa llega producto del sinceramiento de tarifas energéticas que implementa el Poder Ejecutivo desde la llegada de Javier Milei a la presidencia y porque desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético y la Subsecretaría de Energía Eléctrica consideraron que resultará una medida “costo-efectiva” que generará mayor eficiencia energética y provoca un alivio en las redes de transporte y distribución eléctricas.

“Es importante porque la incorporación de unidades de generación renovable se vio afectada por las restricciones en el sistema eléctrico de transporte debido a más de 20 años de desinversión en las redes, por lo cual en la actual coyuntura de emergencia del sistema eléctrico son necesarias las medidas que fomenten la eficiencia energética e impulsen el desarrollo de estos proyectos de pequeña y gran escala, conectados a la red y off-grid”, explicaron desde la Secretaría de Energía de la Nación en conversación con Energía Estratégica. 

Y a pesar de que la resolución en cuestión no brinda mayores detalles de su implementación y que resulta positivo en un primer análisis, desde el sector energético plantearon que podría estar enfocado en el fomento de los parques comunitarios por la posibilidad de sumar esa potencia entre varios usuarios, pero no así para el sector corporativo. 

¿Por qué? Dado que sólo aplicaría para aquellas empresas con más de 2 MW de potencia contratada, siempre y cuando se mantengan como Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), hecho que no suele ser habitual dado que generalmente pasan a ser Grandes Usuarios Menores (GUME – 30 kW a 2 MW) o Grandes Usuarios Mayores (GUMA – potencia mínima demandada de 1 MW). 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile lanzó una nueva licitación pública internacional para la construcción y ejecución de 32 proyectos que permitan expandir el sistema de transmisión del país. 

Las obras se enmarcan en el artículo N°157 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión (aprobado mediante Decreto Supremo N°37 de 2019 del Ministerio de Energía) y para la licitación se dividirán en diez grupos y siete proyectos individuales. 

Los mismos totalizan un valor de inversión referencial de USD 125.287.225, con la particularidad de que las empresas interesadas podrán presentar ofertas para todas las incluidas en los grupos de forma conjunta o individualmente.

Los plazos de ejecución oscilan entre los 12 y 36 meses, aunque cabe aclarar que sólo cinco obras tienen ese plazo máximo de tres años contados a partir la adjudicación: 

Ampliación en la subestación eléctrica (SE) Cerro Navia, 
Modificación de paños de conexión de línea 2×110 kV Las Vegas – Cerro Navia en nueva Sala GIS 110 kV SE Cerro Navia 110 kV, 
Expansión en SE Punta de Cortés para interconexión de Línea 2×220 kV Punta de Cortés – Tuniche, 
Nuevo transformador S/E Punta de Cortés
Aumento de capacidad de la LT 2×220 kV Ciruelos – Cautín

Mientras que el grupo N°1, conformado por la ampliación en la subestación eléctrica Plantas (propiedad de CGET) y la doble vinculación del transformador N°1 220/110 kV en S/E Cardones (de la firma Transelec), es aquel que demandará la mayor inversión de la convocatoria con USD 18.480.163 de valor referencia. 

Asimismo, con el objeto de caucionar la vigencia y validez de las propuesta y el correcto cumplimiento, los oferentes deberán entregar una o más boletas de garantías a nombre del Coordinador, quien estará facultado para cobrar y percibir su valor en caso de incumplimiento. 

Las bases ya están disponibles en el sitio web del Coordinador Eléctrico Nacional (clic aquí) y el período de consultas de los participantes estará abierto hasta el jueves 31 de octubre del corriente año; aunque cabe aclarar que el CEN podrá modificar las bases si así lo requiera hasta el jueves 19 de diciembre. 

En tanto que las ofertas se podrán presentar desde el lunes 27 hasta el miércoles 29 de enero del 2025 y la apertura de propuestas administrativas y técnicas se realizará un día más tarde, es decir el 30/1, las cuales serán evaluadas por la autoridad. 

Una vez que el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile analice las iniciativas y apruebe aquellas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzará en proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el miércoles 16 de abril del 2025 y el acta de adjudicación el 24 de dicho mes del 2025. 

Y cabe mencionar que cada propuesta de esta convocatoria tendrá una validez que deberá extenderse, por lo menos, 300 días hábiles a contar de la fecha de cierre del período de recepción de propuestas. 

A continuación, todas las obras de la licitación:

Obras transmisión licitación CEN

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Durante el sexenio del presidente Andrés Manuel López Obrador, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) liderada por su director general, Manuel Bartlett, ha llevado a cabo una serie de inversiones estratégicas con el objetivo de restablecer su posición como un actor central en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de México.

De acuerdo con el Sexto Informe de Labores, publicado el pasado domingo 1 de septiembre del 2024 por la Secretaría de Energía (SENER), la CFE habría destinado un total de 9,170 millones de dólares para la adición de 9,184.56 MW a la capacidad de generación de electricidad del país.

Durante este periodo, una parte significativa de estos recursos, específicamente 7,682.4 millones de dólares, se destinó a la construcción de 15 nuevas centrales eléctricas bajo el esquema de autofinanciamiento de la CFE. Estas centrales, que representan un incremento en la capacidad instalada de 8,630.76 MW térmicos, incluyen las siguientes centrales de ciclo combinado (CCC): El Sauz II, Salamanca, Manzanillo III, San Luis Potosí, Lerdo, San Luis Río Colorado, González Ortega, Tuxpan Fase I, Mérida, Riviera Maya (Valladolid) y Rafael Galván Maldonado (Puerto Peñasco), además de la Central de Combustión Interna (CCI) Mexicali Oriente, la CCI Altar (Parque Industrial), y las Centrales Turbogás (CTG) González Ortega I y II.

Además de las nuevas instalaciones térmicas, la CFE realizó una inversión adicional de 1,487.6 millones de dólares destinada a la modernización de 16 centrales hidroeléctricas existentes (Caracol, Zimapán, La Villita, Infiernillo, Portezuelo I y II, Angostura, Malpaso, Mazatepec, Peñitas, Encanto, Minas, Humaya, Santa María, Picachos, Chicoasén II, Amata, Novillo, Sanalona y El Fuerte), para el equipamiento de tres nuevas presas hidroeléctricas (PH Santa María, PH Picachos y PH Amata), y para la reactivación del proyecto hidroeléctrico Chicoasén II, en todos los casos cuya infraestructura es propiedad del Estado y que representa una capacidad adicional de 553.8 MW.

Este esfuerzo por modernizar y ampliar la capacidad de centrales térmicas e hidroeléctricas en México subraya la importancia de este tipo de proyectos potencia firme en el país. No obstante, la empresa estatal también se dio paso -aunque, en menor medida- a proyectos renovables variables.

Dentro de los logros más destacados en este ámbito por el informe de gobierno, se encuentra la inauguración de la primera etapa de la Central Fotovoltaica (CFV) Puerto Peñasco Secuencia I, en Sonora, la cual aporta 120 MW de capacidad, además de 12 MW adicionales en baterías para respaldo. Este proyecto es emblemático no solo por su enfoque en energía limpia y eficiente sino además por su contribución a la capacidad instalada que, una vez concluido el proyecto, se espera que alcance una capacidad total de 1,000 MW, consolidándose como uno de los proyectos fotovoltaicos más grandes del país y de la región.

Siguiendo con inversiones en solar fotovoltaica pero en menor medida, también menciona la inauguración en junio de este año 2024 de la CFV Nachi Cocom en Mérida, un proyecto con una inversión de 9.16 millones de pesos y una capacidad de generación de 7.5 MW, diseñado para alimentar el nuevo sistema de transporte público eléctrico Ie-Tram en la ciudad de Mérida.

Aquello no sería todo. Además de nuevas inversiones, se mencionan adquisiciones. En concreto, durante la administración de AMLO se adquirieron 13 centrales eléctricas que anteriormente pertenecían a la empresa Iberdrola. Esta operación, que costó alrededor de 6 mil millones de dólares, incrementó la participación del Estado en la generación de electricidad del 47% en 2019 al 56% en 2024. Entre las plantas adquiridas nuevamente las que priman son las centrales térmicas. Mientras que de energías renovables solo se sumó al parque eólico La Venta III de 103 MW en Oaxaca, entre las centrales de ciclo combinado se adquirió: Monterrey I y II, Altamira III y IV, Altamira V, Escobedo, La Laguna, Tamazunchale I y II, Baja California, Topolobampo II y III, Monterrey III y IV, Tamazunchale II, y Enertek, que en conjunto suman una capacidad de 8,436 MW.

La entrada Uno por uno, los proyectos de generación en los que invirtió CFE en el sexenio de AMLO se publicó primero en Energía Estratégica.

En relación con el Proyecto de Ley del nuevo subsidio eléctrico presentado el 26 de agosto del presente año por el Gobierno, la Asociación de Generadoras de Chile, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL A.G.) y la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM A.G.), emitieron una declaración pública en la que declaran lo siguiente:

Compartimos la preocupación por encontrar mecanismos de ayuda para las familias más vulnerables de nuestro país para enfrentar el alza de las tarifas eléctricas, pero creemos que éstos deberían ser coherentes con otras políticas públicas de subsidio y con una visión estable y de largo plazo para el correcto desarrollo de la industria eléctrica, particularmente en el escenario actual de transición energética y compromisos de carbono neutralidad adquiridos por Chile.
El congelamiento de precios de la energía fue una decisión política del Estado por las circunstancias extraordinarias originadas en 2019. Entre 2019 y 2024, período en el que también subió el valor de otros bienes básicos, se dictaron tres leyes que estabilizaron únicamente las tarifas eléctricas, las que no fueron solicitadas por la industria de generación ni consultadas a las personas. 
A cinco años de la primera intervención de los precios de la energía, tres leyes de estabilización dictadas y a solo cuatro meses de la última ley que establecía el subsidio para las familias más vulnerables, este 26 de agosto el Gobierno presentó un nuevo proyecto de ley que pretende modificar las condiciones de dicho subsidio.
La propuesta presentada adolece de graves deficiencias y perjudica sustancialmente, al menos, los siguientes principios base sobre los que se desarrolla todo sector productivo que aporta al crecimiento de la economía y la generación de empleos del país:
Predictibilidad Jurídica: alterando de manera continua e intempestiva las condiciones regulatorias sobre las que la industria de generación ha desarrollado y colaborado con la política del Estado de Chile sobre transición energética y descarbonización.
Confianza Legítima en la Autoridad Política: definiendo nuevas cargas públicas sin fundamentar sus medidas ni explicar los efectos sobre las personas y las empresas: consumo, niveles de precios, inflación y condiciones de inversión.
Reparto Proporcional de las Cargas Públicas: estableciendo cargas tributarias de manera ad-hoc a sectores económicos determinados, sin considerar financiamiento alguno que provenga de un ejercicio de administración financiera eficiente y focalizada por parte del Gobierno.
La industria de Generación Eléctrica ha sido un aliado permanente de Chile en la transición energética y la descarbonización, lo que se ve reflejado en: aporte de más de USD 30 mil millones en inversión directa en regiones; diversificación de la matriz energética; incremento del número de productores de energía eléctrica a más de 700; aumento de la penetración de energía renovable, con valores superiores al 65%, una progresiva reducción en las emisiones de carbono del sector eléctrico. Todo esto ha llevado a Chile a ser permanentemente reconocido en diversos rankings y foros a nivel mundial.
Confiamos en que la discusión permita encontrar respuestas necesarias, viables y expeditas para focalizar la entrega de un beneficio con cargo a fondos públicos y, a la vez, respetar las señales regulatorias para que todos los actores del sector energético podamos avanzar en los desafíos que son clave para el sector, como las condiciones de suministro, almacenamiento y transmisión eléctrica, que son determinantes para inyectar energía de precios competitivos en el sistema.

La entrada ACERA, ACESOL, Generadoras de Chile y GPM se posicionan sobre el proyecto de ley del nuevo subsidio eléctrico se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1333 sometió a consulta pública el proyecto de resolución No. 701 062 de 2024 (ver documento), el cual brinda oportunidades y consideraciones clave para inversionistas de proyectos renovables en Colombia.

Entre sus propuestas principales, permite modificar múltiples veces la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos mediante un aumento en la garantía de reserva de capacidad.

Se trata de una iniciativa que viene siendo solicitada por el sector teniendo en cuenta las demoras en los tramites suelen ser una de las principales barreras para los inversionistas a la hora de montar proyectos en Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, Ximena Cifuentes, coordinadora de estudios de Óptima Consultores, empresa enfocada en brindar asesoría integral en el mercado energético, explicó en detalles los alcances de la normativa y advirtió los beneficios que aportaría su aprobación al sector de las energías no convencionales.

¿De qué trata el proyecto de resolución?

La normativa introduce cambios importantes para facilitar la modificación de la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos, permitiendo ajustarla en función del incremento en el valor de la cobertura de la garantía para reserva de capacidad.

De esta forma, busca reducir la carga operativa de la UPME, al delegar la verificación del cumplimiento de estas modificaciones al ASIC.

Además, aclara la ambigüedad regulatoria existente en situaciones donde ya se cuenta con una garantía adicional que cubre el mismo riesgo de puesta en operación. En estos casos, la garantía de reserva de capacidad solo se requerirá si el nuevo cálculo supera el valor de la garantía adicional con la cual se cubría el riesgo.

La resolución también ofrece una oportunidad a los proyectos que han tenido incumplimientos en su Curva S, (incluso más de tres incumplimientos que derivaban en una potencial liberación) permitiéndoles reiniciar este proceso. Esto aplica únicamente si el proyecto solicita el cambio de la FPO bajo las nuevas condiciones.

Finalmente, para los proyectos con garantías ejecutadas en subastas de contratación de largo plazo, la resolución permite su continuación, siempre y cuando se constituya la garantía de reserva de capacidad y se modifique la FPO para reflejar el nuevo valor de la garantía, cuando aplique.

¿Qué impacto tendrá en la integración de energía renovable?

Tras la emisión de la Resolución MME 40042 de 2024 en febrero, el sector estaba a la espera de esta reglamentación que flexibiliza parcialmente los cambios en la FPO. Aunque se solicitaba una mayor flexibilidad, la propuesta regulatoria permite obtener cambios de FPO más rápidos y con mayor certeza, lo cual elimina uno de los riesgos significativos para los proyectos renovables, que era la incertidumbre de obtener una aprobación en la modificación de FPO.

Por otro lado, con la implementación de este nuevo proyecto de resolución, los proyectos con avance significativo tendrán un alivio adicional, permitiéndoles extender la FPO por un par de meses sin enfrentar incrementos sustanciales en las garantías ni riesgos de liberación. Anteriormente, se requería duplicar la FPO sin importar el tiempo adicional (máximo un año), lo que representaba una carga significativa, incluso si sólo se necesitaba un corto período para completar las pruebas.

En este contexto, ante los requerimientos técnicos establecidos en las resoluciones CREG 060 de 2019 y 148 de 2021, se ofrece un margen de maniobra necesario para cumplir con los rigurosos requisitos, pues la propuesta permite una extensión de la FPO cuando haya un retraso en el cumplimiento de estos.

En concreto, esta regulación ayudará a agilizar los trámites para poner en operación proyectos de energía limpia en dos vías: i) al transferir parte de la verificación de cambios en la FPO al ASIC, lo cual aligera la carga administrativa de la UPME. Esto le permitirá a esta entidad enfocarse en otras solicitudes cruciales para el desarrollo de proyectos, acelerando así el proceso general de autorización;  ii) la nueva flexibilidad en la modificación de la FPO reduce la incertidumbre que enfrentaban los proyectos con respecto a la ampliación de la FPO. Esto facilita el cierre financiero al eliminar las dudas sobre la probabilidad y el tiempo en obtener una extensión, mitigando así los riesgos asociados con el proyecto que podría percibir el mercado.

¿Qué otras medidas deben acompañar este proyecto de ley para impulsar una aceleración de inversiones renovables?

Aún no está claro cuándo se tendrán los resultados de las solicitudes de asignación de capacidad del ciclo 2023-4024. Cabe recordar que el último comunicado oficial de la UPME, publicado el 7 de agosto, indicó que para el 30 de septiembre de 2024 se publicará la capacidad de transporte disponible para el proceso actual. Sin embargo, esta fecha no garantiza que los conceptos de conexión estén resueltos en ese momento. Esta fecha es clave para disminuir la incertidumbre del desarrollo de nuevos proyectos.

Por otro lado, dado que la aplicación de la Resolución 075 de 2021 ofrece varias oportunidades de mejora, este período debe aprovecharse para optimizar el proceso de asignación y seguimiento de proyectos.

Aunque la resolución flexibiliza las condiciones para el desarrollo continuo de proyectos, es crucial revisar y mejorar el seguimiento de aquellos que actualmente ocupan espacio pero que son inviables, para liberar capacidad para proyectos que realmente podrán concretar su conexión. ç

Esto se vuelve relevante, teniendo en cuenta que la UPME, mediante comunicación, informó sobre una gran cantidad de proyectos que se encontraban hasta con tres hitos incumplidos, pero no se había iniciado ningún proceso de liberación ni ejecución de garantías, perdiendo de vista uno de los objetivos más importantes que buscaba el cambio de la Resolución 075 de 2021, impedir el acaparamiento de puntos de conexión. 

Además, es fundamental revisar y agilizar los trámites ambientales, que a menudo son una fuente de retrasos significativos en el avance de los proyectos.

Otro aspecto clave es la revisión de las penalidades por desviaciones. Aunque estas penalidades están suspendidas y la CREG debe abordarlas, es necesario que se agilicé la nueva propuesta regulatoria para seguir impulsando la inversión en proyectos renovables.

Por último, otro punto a evaluar tiene que ver con los requisitos de puesta en operación de estos proyectos, dado que muchos de ellos han tenido que sobredimensionar su generación con el fin de cumplir con las pruebas de puesta en servicio (particularmente, con la prueba de la curva de capacidad), lo que ha incentivando en que en algunos periodos de tiempo tengan la capacidad de entregar más energía de la asignada. Para ello, sería ideal establecer un mecanismo que permita a estos proyectos vender la energía adicional generada y obtener ingresos por ello.

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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile acordó formar una mesa técnica con el Poder Ejecutivo y las empresas distribuidoras de energía eléctrica para abordar una reforma integral a la ley que regula el sistema de distribución a partir del 1° de octubre. 

La mesa técnica fue aprobada de forma unánime en respuesta a los acontecimientos dados semanas atrás por la emergencia climática y los masivos cortes de electricidad afectaron a miles de usuarios del país. 

“No podemos seguir esperando que ocurra lo mismo en un par de meses o el próximo invierno y que las consecuencias sean las mismas. Tenemos que ser capaces de dar respuesta, tomar medidas, hacer las reformas que correspondan para fortalecer el sistema eléctrico, en este caso para fortalecer la distribución eléctrica”, manifestó la senadora Luz Ebensperger. 

“Estamos en una época de alza de tarifa, pero a la vez de mal servicio. Por lo tanto, hemos adoptado el acuerdo de trabajar en profundidad y en serio, a contar del primero de octubre, sobre una reforma al sistema de distribución eléctrica”, subrayó el senador Juan Luis Castro, quien también es el presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile.

La iniciativa también llegó pocos días después de que el ministro de Energía, Diego Pardow, anunciara el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana) y abriera las puertas a la creación de una empresa nacional estatal de distribución eléctrica. 

Esta nueva compañía pública podría funcionar de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP – fundada en el año 1950) y a la par de las distribuidoras privadas; aunque su implementación no sería de forma inmediata sino que se llevaría adelante con el tiempo y con un desarrollo concreto por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

De todos modos, cabe recordar que, en reiteradas ocasiones, diversos gremios del sector energético de Chile plantearon la necesidad de modificar el marco regulatorio de la distribución, debido a que lleva cuatro décadas sin grandes cambios. 

La intención de dichas entidades es avanzar en el camino del segundo tiempo para la transición energética,  mejorar la calidad de suministro, hacer frente a las condiciones distintas del cambio climático y habilitar la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad, tal como lo manifestaron desde la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas. 

“Resulta clave que los medios energéticos distribuidos sean incorporados en la planificación de las redes de distribución para efectos de la remuneración y tarificación, así como avanzar en la formalización de la figura de los agregadores de demanda que permitan gestionar y proveer servicios de seguridad y mayor flexibilidad al sistema”, sostuvo tiempo atrás el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, Juan Meriches.

Incluso, el propio Poder Ejecutivo puso el foco en una modificación normativa en la materia a través de la Estrategia de Adaptación a la Crisis Climática del sector Energía, con el fin de que la resiliencia y adaptación formen parte de las directrices del funcionamiento del sistema, considerando todos los segmentos (almacenamiento, transmisión y distribución, seguridad, sistemas medianos, equidad tarifaria, innovación energética, biocombustibles, continuidad del suministro, calefacción distrital, entre otros) y en diferentes niveles. 

Sin embargo, tal documento señala que esa iniciativa no se daría este mismo año ya que la hoja de ruta elaborada por el Ministerio de Energía esboza el desarrollo de un consenso de la estrategia legislativa y el ingreso del proyecto de ley al Congreso Nacional en 2025 y 2027; pero tras el acuerdo de la Comisión de Minería y Energía del Senado habrá que esperar si se acelera el proceso o continúa tal cual lo previsto. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Colombia está inmerso en un escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, generando una creciente demanda de profesionales especializados. 

Un claro ejemplo de ello, es que en la última semana, se publicaron alrededor de 28 vacantes de empleo de energías no convencionales en el país mediante la red social Linkedin.

En cuanto a la modalidad de trabajo, si bien la mayoría de las empresas solicitan empleos de manera presencial en la ciudad de Bogotá y otras otras regiones con gran potencial de energía limpia como Tolima y Atlántico, existe un gran número de oportunidades en formato remoto o hibrido, que combina lo presencial con el teletrabajo.

Entre las principales empresas que publicaron las ofertas están  GreenYellow, Revergy, Grupo Elecnor y Vestas.

Las búsquedas abarcan gran variedad de puestos, pero los perfiles más solicitados son ingenieros, gerentes de área, consultores y vendedores del sector solar fotovoltaico, con excepción de algunas vacantes para el área de eólica.

En línea con esa fuerte demanda, según expertos consultados por este medio, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados por lo que cada vez es más difícil para las consultoras hallar profesionales que cumplan con cualidades y experiencia solicitada. Esto en muchos casos se traduce en una suba en la remuneración pretendida de esos puestos.

Una por una, las vacantes que se abrieron: 

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La reciente designación de Joel Santos Echavarría como nuevo ministro de Energía y Minas ha generado expectativas en diversos sectores. Aunque Santos no proviene del ámbito energético, su reputación como un ejecutor eficaz del gobierno bajo su rol de ministro interino de la Presidencia de la República Dominicana ha despertado la esperanza de que pueda implementar cambios significativos en el sector.

Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L., subrayó en una entrevista con Energía Estratégica que la capacidad ejecutora de Santos podría ser crucial para avanzar en cambios estructurales necesarios, siempre y cuando -desde la perspectiva de Rafael Velazco– se apoye en el trabajo técnico ya realizado por expertos..

«Joel Santos no viene de las entrañas del sector energético, pero es un gran ejecutor», afirmó el referente de Raveza Associated & Services.

Uno de los puntos clave que Velazco sugiere retomar por la nueva administración es el informe de la consultora norteamericana Tetra Tech en 2021, elaborado a pedido del Ministerio de Energía y Minas. Este informe, que fue el resultado de un año de trabajo coordinado con entidades como la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Coordinador (OC), contiene recomendaciones que Velazco considera esenciales para la modernización del subsector eléctrico.

«Ellos entregaron a mediados del 2022 lo que ahora es la iniciativa de ley armonizada del subsector eléctrico», señaló, pero también destacó que la versión más reciente de esta ley, que avanza en el Senado, ha sido modificada.

«Lo que me interesa destacar es que lo que ahí se ha plasmado en la versión del 21 de agosto que tiene la firma del senador Alexis Victoria Yeb no es lo que salió en el informe de Tetra Tech», advirtió.

Una de las principales preocupaciones de Velazco es la alteración de ciertas recomendaciones originales de Tetra Tech. , que revisaba cuestiones tan simples de ejecutar como separar la Oficina de Protección al Consumidor (Protecom) de la Superintendencia de Electricidad (SIE) para evitar que esta última sea «juez y parte», o temas más complejos al haber sido propuesta sobre la ley 125, la Ley 5707 y su reglamento de aplicación en lo vinculado a los sistemas regulados.

«Para los sistemas aislados se dejaba el mismo procedimiento y los pasos burocráticos, pero ahora se está poniendo que la decisión final la toma el MEM en lugar de hacerlo la CNE y la SIE. Eso no es muy sano porque aunque no se quiera y estoy seguro que no es el caso de este gobierno, eso puede politizar las decisiones que se tomen sobre sistemas aislados», ejemplificó, sugiriendo que tal centralización podría abrir la puerta a que otros gobiernos puedan aplicar influencias políticas en decisiones técnicas que deberían ser imparciales.

Retos y oportunidades para las energías renovables y el almacenamiento en baterías

Rafael Velazco también expresó su inquietud sobre la responsabilidad de aprobación de concesiones de energías renovables que cambiaría con la introducción de la nueva ley armonizada del subsector eléctrico.

«Aunque la energía renovable según la misma ley 5707 descansa sobre la Comisión Nacional de Energía (CNE), ahora con la nueva ley armonizada del subsector eléctrico si se suprime la CNE, esto pasa al MEM», sintetizó Velazco, aunque además señaló que esta transición no solo implica un cambio institucional, sino que también plantea interrogantes sobre la capacidad del MEM para asumir estas funciones de manera efectiva.

Si bien la nueva iniciativa de ley establece la creación de la Unidad Técnica de Planificación, adscrita al MEM, que tendría a su cargo la elaboración del informe técnico de planificación de la generación y la transmisión, el referente de Raveza Associated & Services, S.R.L. señala que esta unidad no ha definido claramente sus funciones específicas.

«La ley solo indica que el informe incluirá los escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo y los antecedentes y estudios en que se fundamente», comenta Velazco, subrayando que esto genera incertidumbre sobre cómo se manejarán los retos energéticos que el país enfrentará en el futuro cercano.

Uno de los desafíos más inmediatos es la incorporación de 1500 MW de energías renovables variables, que se espera ingresen al sistema próximamente. Además, el país está a la espera de la entrada en operación de 800 MW de energía de base, provenientes de plantas de gas de ciclo combinado que fueron licitadas recientemente. Este aumento en la capacidad instalada representa una oportunidad para avanzar hacia una matriz energética más sostenible, pero también conlleva riesgos si no se gestiona adecuadamente.

En este contexto, la necesidad de soluciones de almacenamiento de energía se vuelve crítica en esta «ventana» a la espera de el inicio de operación de ciclos combinados en 30 meses o más. La variabilidad inherente a las energías renovables, como la solar y la eólica, requeriría de sistemas de almacenamiento que permitan estabilizar la oferta energética. Al respecto, Velazco retoma las palabras de Celso Marranzini, quien advirtió: «si no se montan rápidamente baterías para almacenamiento de energía, el sistema podría colapsar», declaración que subraya la urgencia de desarrollar infraestructura adecuada para acompañar la transición hacia una mayor participación de las energías renovables en la matriz energética nacional.

Sin embargo, no todas las modificaciones son vistas con malos ojos por Rafael Velazco. Una recomendación que, según él, debe ser revisada con atención es la que propone que el Plan Energético Nacional, actualmente responsabilidad de la CNE, pase a ser gestionado por el MEM. Velazco considera que esta transición podría ser positiva, siempre y cuando el MEM se apoye en el Organismo Coordinador para la elaboración del plan.

«Si esto prospera, el MEM para fines de realizar el Plan Energético Nacional se debería apoyar en el OC para el suministro de la información técnica necesaria», declarando que apoyarse en entidades con experiencia le darían mayor credibilidad y solidez técnica necesarias para esta tarea.

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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, llamó al sector privado a invertir en nuevos proyectos destinados a la producción de energías renovables, hidrógeno verde y sus derivados en la provincia. 

La provincia ya se conformaba con la renta de la industria hidrocarburífera y gasífera, a la par que mira con buenos ojos la formación Palermo Aike a partir de un proyecto exploratorio encarado por CGC e YPF, pero el mandatario provincial remarcó la importancia de aprovechar aprovechar todos los recursos naturales en el camino de la transición energética. 

“Tanto el petróleo, el gas, el oro y la plata son recursos no renovables, pero tenemos el hidrógeno verde, uno de los recursos más abundantes del mundo. Y por las características de la región, tenemos la gran oportunidad de ser primeros productores de H2V”, mencionó. 

“Quizás por falta de proyección, no animarnos, no querer dar ese paso o ser conformistas, no le dimos la importancia y valor que deberíamos haberle dado a esa actividad. Tuvimos algunos primeros pasos, iniciativas con ciertos límites, pero ahora es el momento”, agregó ante embajadores, legisladores nacionales, representantes del sector empresarial durante el Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo. 

Bajo esa misma línea, vaticinó que el gobierno prepara las condiciones para que lleguen más inversiones en la materia y en la infraestructura correspondiente, principalmente a través del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), por lo que Santa Cruz no debiera aislarse de esa posibilidad, sino más bien recuperar la confianza del sector que puede capitalizar los proyectos.  

Y cabe recordar que, meses atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un nuevo proyecto de ley de hidrógeno, vinculado a normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que revisarán la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2 (lanzada por el gobierno anterior) tras la aprobación de la Ley de Bases. 

De acuerdo a la información compartida por el titular de la cartera energética nacional, el nuevo proyecto de ley se presentaría en el mes de septiembre, mientras que la actualización de la estrategia se daría en noviembre del corriente año. 

Mientras que Claudio Vidal complementó que “este es el momento de recapacitar, animarse y dar el gran paso” en renovables e hidrógeno verde, ante la “difícil situación económica” que atraviesa el país y de la propia Santa Cruz, donde un gran porcentaje de la recaudación provincial depende de actividades no renovables. 

“Estamos preparados para producir, recuperar la cultura de trabajo y convencidos de que fortalecer la economía será en base a la producción. Es por eso que le queremos pedir una oportunidad al sector empresarial”, manifestó en el evento organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina. 

“Somos una provincia muy rica en cuanto a recursos y debemos lograr que todas las actividades convivan. Durante muchos años, el productor afortunado que tenía la posibilidad de que en su campo se extraiga oro, plata, petróleo o gas, dejaba la ganadería de lado y por ende descuidamos actividades por priorizar. Pero ahora podremos lograr que las actividades convivan, como por ejemplo que en los yacimientos petroleros y gasíferos podamos tener distintas actividades verdes que fortalezcan la economía”, concluyó.

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RE100, iniciativa de Climate Group, ha tomado el liderazgo de reunir a empresas comprometidas con abastecerse exclusivamente con energía renovable. Con más de 430 empresas globales ya alineadas, el enfoque ahora se dirige a Latinoamérica, una región rica en recursos naturales y cada vez más consciente de la importancia de acelerar el cambio hacia redes de carbono cero.

Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group, explica que RE100 surgió para mostrar que el sector privado también una ambición de liderar en la lucha contra el cambio climático. Por lo que, desde el comienzo, la iniciativa ha buscado comprometer a las empresas con objetivos ambiciosos y apoyar a aquellas que enfrentan barreras para alcanzarlos.

El reto ahora es incrementar la participación de empresas latinoamericanas. Aunque multinacionales como Bimbo, con presencia en varios países de la región, ya son parte de RE100, el objetivo es sumar más miembros locales. Mata destaca que América Latina tiene un gran potencial y una abundancia de recursos naturales, lo que refuerza la importancia de que la región tenga una voz fuerte en el escenario global.

«Lo que estamos intentando hacer, y esto es un nuevo esfuerzo de RE100, es empezar a reclutar más miembros que sean latinoamericanos porque en sí la región tiene mucho potencial para demostrar que esa ambición no solo viene de las multinacionales, sino que en nuestra región también existe la ambición y el interés», comentó Mónica Mata Ortega en conversación con Energía Estratégica.

Además de reclutar nuevos miembros, la promotora de RE100 señaló que buscan forjar alianzas estratégicas en la región. Entre distintos perfiles de stakerholders, están interesados en colaborar con ONGs y asociaciones locales, reconociendo que su conocimiento del contexto es clave para implementar la iniciativa de manera efectiva.

De hecho, en el pasado mes de agosto realizaron el lanzamiento del programa RE100 en Argentina junto a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en vistas de explorar sinergias que potencien el desarrollo del sector renovable local (ver más).

RE100 va por más y, según reveló Mónica Mata a este medio, ya están realizando un mapeo de próximos aliados en otros países como puede ser México y Brasil, que están bajo consideración debido a su potencial para impulsar la transición hacia energías renovables.

«Queremos empezar a formar nuevas alianzas y estamos viendo ahora, que ya formamos esta primera alianza en Argentina, si hacemos lo mismo en México. Estamos haciendo un mapeo y un análisis de cuál en América Latina debe ser el siguiente mercado», declaró la Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

De esta manera, RE100 está en plena expansión en la región, no solo en su búsqueda de nuevos miembros, sino que también a través de alianzas estratégicas para fortalecer la voz de la región en el debate global sobre la cobertura de los consumos eléctricos con 100% energía renovable.

El papel de las políticas públicas en la transición energética

El compromiso del sector privado es importante, pero la voluntad política es esencial para crear un entorno propicio para apostar a electricidad 100% renovable. Es por ello que, a través de explorar sinergias entre ambos sectores, RE100 espera no solo demostrar la ambición del sector privado, sino también incentivar a los gobiernos a facilitar la transición hacia un futuro más sostenible.

«La voluntad política manda la señalización para el cambio necesario», afirmó Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

Siguiendo su análisis, consideró que sin el apoyo y la dirección de las políticas públicas, las iniciativas privadas pueden encontrarse limitadas en su impacto. Es por eso que RE100 alienta una colaboración más estrecha entre el sector privado y el público, donde nuevos programas de gobierno, medidas de incentivo y regulación puedan eliminar barreras actuales para inversiones carbono cero de largo plazo.

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En la última sesión de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), celebrada el pasado 30 de agosto de 2024, Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, expuso una serie de puntos que Honduras considera prioritarios para el desarrollo de la integración energética en Centroamérica.

Entre los principales, el referente de la cartera energética hondureña compartió su preocupación por la lentitud en la adaptación del sector al cambio climático y subrayó la necesidad de reformar el mercado eléctrico regional para hacerlo más equitativo y accesible.

«Ha habido una evolución lenta de la regulación regional para prevenir los efectos devastadores del cambio climático y sus poderosas secuelas en nuestros países», advirtió como primer punto enumerado en una publicación de la red social X.

Esta declaración resuena en toda la región, donde los impactos del cambio climático, como las sequías y las tormentas intensas, están afectando gravemente la capacidad de generación de energía. Ante esta situación, Honduras propone una mayor flexibilidad en el transporte de energía entre los países centroamericanos, lo que permitiría una respuesta más eficiente a las fluctuaciones en la oferta y demanda de energía.

Ahora bien un punto controvertido planteado por Tejada Carbajal es abordar la «preeminencia total y absoluta de los mercados y grupos económicos específicos que venden energía en la región». Este dominio que acusa el funcionario hondureño no solo limita la participación de diversidad de actores, sino que también amenazaría el interés común de los Estados miembros. De allí que Honduras abogue por un enfoque más inclusivo que permita la entrada de nuevos actores en el mercado, promoviendo así una mayor competencia y diversificación.

En línea con esta visión, Honduras ha estado avanzando en su propia reforma energética a nivel nacional. La «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social», promulgada recientemente, es un reflejo de esta perspectiva.

Durante los primeros 100 días del gobierno, se llevaron a cabo renegociaciones de contratos que generaron tensiones con algunas generadoras locales, pero que se sostuvieron bajo el argumento de corregir desequilibrios en el mercado eléctrico.

A medida que la gestión de Tejada Carbajal como titular de la Secretaría de Energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), el gobierno ha enviado señales claras a los inversionistas sobre su intención de llevar a cabo una licitación de largo plazo para contratar 1500 MW, con el anuncio de que al menos el 65% de esta nueva energía provendría de fuentes renovables.

La respuesta de la iniciativa privada ha sido positiva en los últimos días, ya que la propuesta de Honduras es cada vez más clara en la voz de sus autoridades que aseguran que no buscan garantizar el suministro interno de una manera sostenible.

«Debemos movernos a una transición energética verde pero inclusiva, flexibilizar el transporte de energía en la región y colaborar juntos en tiempos de sequía y escasez de energía para que ésta, le llegue a la mayoría de gente de nuestros países aún en períodos críticos», afirmó Tejada.

Este llamado a la colaboración regional se basa en la premisa de que solo a través de un esfuerzo conjunto será posible garantizar un suministro energético estable y sostenible para toda Centroamérica. Un suministro que podrá tener una mayor participación de energías renovables a precios competitivos.

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Sungrow, el proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presentó sus más recientes innovaciones en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos en Intersolar South America, celebrada del 27 al 29 de agosto de 2024.

Durante la exposición, Sungrow anunció el logro de un hito significativo de 20 GW en pedidos acumulados de inversores contratados en toda América Latina, lo que remarca su compromiso con los esfuerzos de descarbonización de esta región.

Contribuir a un continente más sostenible

Con políticas de apoyo, inversiones crecientes y avances tecnológicos, América Latina está en camino a convertirse en una potencia en la transición mundial hacia las energías limpias. Sungrow está en la cúspide de esta transformación, liderando el mercado solar local con 20 GW de pedidos de inversores contratados.

«Alcanzar el hito de los 20 GW marca un logro significativo en el impulso de este dinámico mercado. Esperamos asociarnos con más partes interesadas para demostrar un liderazgo climático excepcional en los próximos años, desempeñando un papel crucial en la transición de las energías renovables locales», comentó Ada Li, Vicepresidenta de Sungrow Americas.

Presentación de la nueva solución residencial con microinversores para una vida ecológica

Sungrow ofrece una amplia gama de inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos para el mercado residencial, incluidas las series RS-L y RT-P2. Los inversores residenciales están equipados con el interruptor de circuito de fallo de arco integrado (AFCI, por sus siglas en inglés), cumpliendo con todos los códigos y normas de seguridad actuales exigidos en el mercado brasileño.

El nuevo microinversor de Sungrow, el S2000S-SA, con una potencia nominal de 2 kW, presenta un innovador diseño térmico que mantiene la potencia nominal a temperaturas de hasta 50 grados centígrados. Con eficientes accesorios de enchufar y usar, el microinversor reduce el tiempo de instalación para un despliegue más rápido y minimiza el tiempo de inactividad. La tecnología Wi-Fi de amplio alcance, mejora significativamente la velocidad de comunicación, mientras que el control y la supervisión a nivel de módulo proporcionan la máxima precisión y rendimiento.

Ampliación de la cartera de productos para el mercado comercial e industrial de Brasil

Atendiendo al mercado de la microgeneración solar trifásica a 220 V (capacidad ≤75 kVA), Sungrow ha presentado sus últimos inversores comerciales: las series SG12/20/25-P2-LV y SG75CX-LV.

En esta serie destaca el SG75CX-LV, con una potencia nominal de 75 kW. El producto presenta una elevada corriente de funcionamiento por seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT, por sus siglas en inglés) y es compatible con módulos fotovoltaicos de mayor formato que superan los 600 W. El producto cuenta con un índice de protección IP66 y un índice de anticorrosión C5, lo que garantiza una durabilidad excepcional en entornos difíciles, limita la entrada de agentes sólidos y líquidos, permitiéndole estar protegido en exteriores. Además, el AFCI y la protección contra sobretensiones CC/CA proporcionan una mayor seguridad y fiabilidad, protegiendo el sistema contra fallos eléctricos y sobretensiones.

Fortalecimiento de la contribución del mercado fotovoltaico a escala comercial

Sungrow ha sido una fuerza dominante en el mercado fotovoltaico a escala de servicios públicos de América Latina durante años, ofreciendo soluciones emblemáticas como el inversor modular 1+X y soluciones de inversores de cadenas de 1500 V. El nuevo SG250HX-20, un inversor de 250 kW, está equipado con protección de CC activa para mejorar la seguridad de la instalación. Es compatible con todo tipo de módulos y proporciona una identificación precisa de fallos de CC y detección de terminales anómalos.

A medida que el mercado de vehículos eléctricos (VE) de América Latina experimenta un rápido crecimiento, Sungrow presentó sus cargadores de VE, incluidas soluciones de CC de 180 kW y 30 kW y soluciones de CA de 22 kW, para satisfacer la creciente demanda local.

Además de soluciones fotovoltaicas y para vehículos eléctricos, Sungrow también ofrece sistemas de almacenamiento de energía para hacer frente a la volatilidad y la intermitencia de las energías renovables. En la exposición se presentó el último sistema de almacenamiento de energía refrigerado por líquido, el PowerTitan 2.0. Como contribuyente enfocado al desarrollo del almacenamiento de energía en América Latina, Sungrow anunció recientemente que proveerá la mayor planta de almacenamiento de energía autónoma del continente, un proyecto emblemático de 200 MW/880 MWh. Se trata de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) llamado BESS Sol del Desierto, mejorando la confiabilidad energética regional y comprometiéndose a alcanzar el objetivo de la descarbonización local.

Desde su presentación en 2017 en el mercado latinoamericano, Sungrow se ha elevado muy por encima del estándar de la industria con un equipo profesional que cubre el soporte técnico, las ventas y el servicio en todo el continente. La empresa cuenta con el mayor centro de servicios para inversores y equipos de almacenamiento de energía de América Latina, satisfaciendo las diversas demandas locales con servicios más receptivos y profesionales. Entre los proyectos más destacados figuran una central de 841 MW en Brasil, el proyecto fotovoltaico Coya de 181,25 MW y el proyecto BESS Coya de 638 MWh en Chile.

Acerca de Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd. («Sungrow») es un proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés) con más de 605 GW de convertidores electrónicos de potencia instalados en todo el mundo a junio de 2024.

Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en investigación y desarrollo de inversores solares con el mayor equipo de I+D del sector y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y ESS para aplicaciones a gran escala, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente, soluciones de conducción de vehículos de nueva energía (NEV, por sus siglas en inglés), soluciones de carga de vehículos eléctricos y sistemas de producción de hidrógeno renovable.

Con una sólida trayectoria de 27 años en el sector fotovoltaico, los productos de Sungrow suministran energía a más de 170 países de todo el mundo.

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El próximo 5 de noviembre será un día clave para Puerto Rico: se llevarán a cabo las elecciones presidenciales de Estados Unidos y las elecciones generales locales para el cuatrienio 2025-2029 en las que se definirá al nuevo gobernador de Puerto Rico, al comisionado residente, la Cámara de Representantes, el Senado y los alcaldes de los 78 municipios.

Cinco son los candidatos que se impusieron en las primaras para aspirar a la gobernación: Javier Jiménez (Proyecto Dignidad – PD), Jesús Manuel Ortiz (Partido Popular Democrático – PPD), Jennifer González Colón (Partido Nuevo Progresista – PNP) y Juan Dalmau Ramírez (Partido Independentista Puertorriqueño – PIP- y Alianza País junto al Movimiento Victoria Ciudadana) sobre este último, vale la aclaración que se acordó que se impondrá sobre un quinto candidato “de agua”, Javier Córdova Iturregui (Movimiento Victoria Ciudadana – MVC).

Los cuatro en campaña si bien aún no han socializado un programa de gobierno qué implementar si ganasen las elecciones, sí se han pronunciado en el último mes respecto a distintos temas de interés como el sector energético.

De acuerdo con Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico, los aspirantes a la gobernación han coincidido en impulsar el desarrollo de energías renovables pero han discrepado sobre los contratos de privatización del sistema energético.

“Hay un consenso a favor de las energías renovables. Me parece que los cuatro candidatos sí favorecen la transición a energía renovable. Ahora, sin embargo, quizás el debate más importante es qué hacer con los contratos de privatización del sistema”, observó Ramón Luis Nieves.

Desde la óptica del referente consultado, la discusión pública está anclada en la crisis de interrupción del servicio, de apagones, y eso ha hecho de que los cuatro candidatos se hayan pronunciado sobre qué hacer con el contrato particularmente de la empresa Luma, que es la empresa que controla distribución, transmisión y servicios clientes en Puerto Rico, y, en menor grado Genera.

“Sobre el debate principal de qué hacer con los contratos de priorización y los cuatro candidatos ya han asumido postura al respecto, diferenciándose”, indicó Nieves.

Mientras que, Jesús Manuel Ortiz y Juan Dalmau apuntan a la cancelación de contratos con estas empresas, Jenniffer González defiende la figura de un «zar de energía» similar a la postura planteada por Javier Jiménez para fiscalizar a Luma y Genera en el cumplimiento de sus obligaciones.

Energías renovables e influencia federal 

Una prioridad que deberán atender los candidatos es su relación con la administración de gobierno federal que también será elegida el 5 de noviembre. Y si bien hay cinco candidatos por los partidos Demócrata, Republicano, Libertario, Verde e Independiente, Kamala Harris (Demócrata) y Donald Trump (Republicano) lideran las encuestas en la contienda que se definirá por el Colegio Electoral.

En el sector energético las diferencias entre uno y otro candidato a la presidencia de Estados Unidos son evidentes, de acuerdo al análisis del director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico:

“Mi visión de una administración que sea presidida por Donald Trump es que esa administración podría cuestionar seriamente la falta de utilización efectiva de los fondos del gobierno de Estados Unidos en la reconstrucción de la red eléctrica, por ejemplo y además cuestionar su apoyo exclusivo a proyectos de energías renovables en Estados Unidos y obviamente en Puerto Rico.

Por otra parte, Kamala Harris si bien estaría alineada a impulsar alternativas sostenibles, dependiendo a quién nombre en el Departamento de Energía Federal, podría alterar el énfasis claro que ha tenido la administración Biden-Harris en cuanto a la transición a energía renovable”.

Así como indicó el especialista a nivel federal, “el enfasis” en la apuesta por energías renovables a nivel local podría variar de acuerdo a los temas que tenga en agenda cada candidato.

“Y yo creo que aquí en Puerto Rico, cualquiera de los candidatos o candidata que gane a la gobernación como tal va a continuar con algún tipo de compromiso con la transición a renovables. Pero va a haber distintos énfasis en cuanto a eso, por ejemplo, en el caso de Jennifer González aunque sí favorece a la energía renovable, y de hecho ha hecho expresiones para apoyar el reclamo de que la Junta de Control Fiscal de Puerto Rico no elimine o minimice los beneficios de la ley de medición neta, ella ha hecho expresiones en apoyo de lo que llama “diversificación de combustibles” que se puede traducir en que está bien que exista renovable, pero es la postura que favorece también la integración de cada vez más gas natural al sistema de generación de energía en Puerto Rico”, concluyó Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico.

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Ayer se realizó el seminario internacional virtual titulado “El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR”, donde mujeres líderes de la región disertaron sobre los retos, oportunidades y tendencias actuales y que se avecinan para avanzar hacia una matriz más limpia, sostenible y equitativa. 

El seminario co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica, contó con un panel de debate dedicado a las políticas públicas y su influencia en el futuro energético de la región

Veronica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, Blanca Palumbo, consejera en Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, María Antonia Gwynn, co-chair de LATAM del World Energy Council, y Carmen Sanches, subsecretaria de Innovación y Transición Energética de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, analizaron las perspectivas venideras y dieron a conocer las medidas en las que están trabajando en la materia. 

Es por ello que durante el evento se hizo hincapié en la importancia de avanzar en distintas tecnologías quer permitan descarbonizar el MERCOSUR, ya sea desde el lado de la generación distribuida como a gran escala, así como también la importancia de contar con alianzas internacionales estratégicas para la integración regional y el avance de nuevos proyectos.

“Nos enfocamos en la descarbonización y la sustentabilidad, principalmente del transporte y la industria, adoptando tecnologías más limpias. Es decir, vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilar central. 

“Debemos alinear el desarrollo de infraestructuras con las inversiones en generación renovable. Los países se pueden beneficiar, como por ejemplo con las interconexiones eléctricas, analizando cómo potenciar las existentes para mayores intercambios o qué más se necesita para posibilitar el tránsito de energía entre dos países a través de un tercero. O mismo armonizando normas institucionales y marcos legales que ayuden a superar los obstáculos”, señaló María Antonia Gwynn. 

“Hay vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilares centrales. Y si bien a nivel regional hay complejidades a superar, como por las regulaciones de cada país, las medidas de mercado y por tanto debemos tomar recaudos, espero que se puede desenvolver la colaboración internacional para un mercado regional con más fuentes de generación”, añadió Carmen Sanches.

“Se requiere trabajar en conjunto para habilitar la complementariedad entre los sistemas energéticos, que éstos cumplan con el cuidado del medio ambiente, eviten costos innecesarios y ayuden al comercio en la región”, complementó Emaldi. 

De igual manera, desde el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile reflejaron la importancia de contar con tecnologías tanto a nivel nacional como regional para brindar más estabilidad a la red ante la riqueza de insumos ERNC, como por ejemplo a través de condensadores síncronos.

Incluso, el propio CEN de Chile realizó la primera licitación pública internacional para la construcción y explotación de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC) por aportes de potencia de cortocircuito, donde finalmente adjudicó cinco proyectos de las empresas Alupar, Engie y Transelec; mientras que la prestación del servicio comenzará a durante el año 2027 y se remunerará por una anualidad durante 25 años. 

“Ello permitirá integrar más energía renovables en el norte del país, bajar costos y no tener centrales térmicas a carbón funcionando durante el día. Es decir que siempre buscamos cómo mejorar los procesos y trasladar la generación de proyectos ERNC”, afirmó Blanca Palumbo.

Mientras que por el lado de la provincia de Santa Fe, su secretaria de Energía reconoció que los grandes focos están puestos en la adopción de más generación distribuida y el avance de las bioenergías que contribuyan a la generación de la cadena de valor local. 

“Tratamos de escalar en generación distribuida, por el momento fotovoltaica, a través del Programa Prosumidores 4.0, para que ese ecosistema se desarrolle localmente en la provincia y de tal modo que tenemos la misión de llegar al 2025 con 12 MW de capacidad instalada en GD. Creemos que se llegará gracias a la recomposición tarifaria, la baja del impuesto país y que el sector productivo tome la iniciativa para ir hacia instalaciones de más de 100 kW de potencia”, vaticinó Verónica Geese.

“Además, hay mucho que trabajar en biometano y para eso estamos desarrollando una red de gasoductos troncales en zonas donde contamos con la biomasa necesaria. Es el camino al cual debe ir Santa Fe”, agregó. 

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Ayer se llevó a cabo con éxito el seminario internacional «El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR», co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica.

Allí, especialistas regionales debatieron las tendencias, desafíos y oportunidades que enfrenta la región en su camino hacia una transición energética más sostenible y equitativa.

En este marco, el primer panel de debate titulado “Empresas y prospectiva de la transición energética” estuvo encabezado por 4 ponentes de primer nivel: Mariana Iribarne, gerente de Relaciones Institucionales y Sostenibilidad de YPF Luz; Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía; Susana Muñoz Espinoza,  gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro e Irene Alfaro, directora Gerente de ARPEL.

Cada una de ellas, brindó su visión sobre los requisitos necesarios para contribuir a la transición energética dentro de los países del MERCOSUR.

La primera en exponer fue Iribarne quien señaló: “Argentina tiene una oportunidad muy fuerte de continuar ampliando su red y su capacidad instalada de renovables con un fuerte enfoque en la minería sustentable. Tenemos el desafío de fortalecer la infraestructura de transmisión como pasa en muchos países de la región y deberemos trabajar fuerte en ello”

Según la vocera de YPF Luz en Argentina la energía renovable se ha vuelto competitiva con el sinceramiento de tarifas y el “Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones» (RIGI). Además, augura nuevos cambios regulatorios que derivarán en la incorporación masiva de energía renovable. 

“Hay que prepararse para un escenario muy competitivo donde tendremos que traer ofertas de digitalización e innovación para que el cliente tenga energía confiable. Esto comprueba que la seguridad jurídica y regulatoria para proyectos de largo plazo es super necesaria ya que abre nuevas oportunidades a inversiones de transmisión”, argumentó.

En sintonía con esa visión, Susana Muñoz Espinoza, Gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro, proveedora de soluciones de energía limpia a nivel global con fuerte presencia en Chile, coincide: “Se necesita un marco concreto de acción que no cambie las reglas de juego constantemente y vemos la voluntad del gobierno chileno por concretarlo”. 

También solicitó mecanismos financieros que incentiven ciertas inversiones renovables y la creación de mercado eléctrico integrado entre los países del Mercosur que optimice el uso de los energéticos renovables e impulse la confianza de los inversores. 

De esta forma, advirtió que a nivel país se están debatiendo cambios y esquemas regulatorios para que la transición energética se de la forma más justa posible.

“Chile tiene muchas ventajas que capturaron el interés de inversionistas internacionales. Los proyectos de almacenamiento como complemento de la energía solar están creciendo bastante y esperamos que esta tendencia continúe. En línea con este crecimiento, Pacific Hydro apuesta a triplicar su capacidad instalada en el país para el 2028”, reveló.

Por su parte, Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía, una de las plataformas de comercio de energía renovable más grandes de Brasil habló del rol dominante que tienen en el país y su objetivos de expansión a otros países.

“Auren es una generadora 100% renovable con una cartera consolidada de stakeholders interesados en invertir en Brasil. Estamos en un proceso de fusión con AES y tenemos una capacidad instalada de 8.8 GW en generación hidroeléctrica, eólica y solar, entre otras”, destacó.

En este sentido, explicó que Brasil tiene la matriz energética más limpia de Latam y el objetivo es mantener esta virtud. Con la innovación en su ADN, Auren busca ayudar a sus clientes con sus metas de descarbonización.

Según la ejecutiva en sus plataformas de comercialización, existe un potencial en el mercado brasileño de más de 165 mil unidades de consumo que podrán migrar al mercado libre y escoger su energía renovable. 

“Esta apertura del mercado trae mucha competitividad y muchos comercializadores preparados. No obstante, el gran desafío de llevar estas plataformas de comercialización a otros países de Mercosur es que las reglas tienen que ser muy claras para dinamizar el mercado de energía”, enfatizó.

Por último, Irene Alfaro, Directora Gerente de ARPEL, asociación sin fines de lucro que nuclea a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y energía renovable de América Latina y el Caribe, habló de las claves para avanzar en la diversificación de la matriz respetando siempre las necesidades locales de cada región.

“La transición energética justa se basa en el derecho al desarrollo sostenible. Debemos abrir el diálogo para impulsar el avance de energías renovables en la región en un entorno de negocios competitivo. Por ello, redactamos documentos en los que destacamos la necesidad de marcos regulatorios competitivos que reduzcan los costos de la transición y sean atractivos para las inversiones”, comenzó.  

Teniendo en cuenta que la demanda de energía primaria en Latam se va a duplicar al 2050, la experta habló de la necesidad de estar preparados para hacer frente a esas proyecciones.

“Para contribuir a la transición energética es esencial construir progresivamente ecosistemas de innovación basados en 4 pilares: la renovabilidad, la eficiencia energética, la seguridad y la resiliencia. En estos deben converger con políticas públicas y marcos regulatorios claros para estimular las inversiones, con especial atención a los costos de la energía y la protección a las poblaciones vulnerables”. 

Para ello, concluyó que la optimización de los recursos es crítica para los países emergentes sobre todo teniendo en cuenta las debilidades de infraestructura existentes.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente en Perú y  Amara NZero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, se planteó ambiciosos objetivos en este segmento.

Teniendo en cuenta que se estima un crecimiento de 60 GW en generación distribuida proyectadas para este 2024 en Perú, la compañía se propone liderar el 30% de esa cuota de mercado, convirtiéndose en un aliado estratégico para el sector eléctrico.

A pesar de los ambiciosos objetivos de crecimiento que tiene la compañía en el país, Rolando Garay, Country Manager Perú en  Amara NZero Perú identifica ciertos retos que hay que superar para  dar un salto en dicho segmento, en diálogo con este medio.

“Es complejo definir las reglas completas que nos ayuden a generar la inercia que tiene un mercado maduro de alta inserción de energías renovables (como ya sucede en muchos países del mundo), sin embargo, sería importante ir adquiriendo medidas básicas y directas de implementar que nos ayuden a incentivar el mercado de generación distribuida”, explica.

Y agrega: “Por el momento el mercado de generación distribuida no permite la inyección de energía a la red pública de parte de un sistema de autoconsumo, por lo que no se puede aprovechar siempre el 100% de la energía que se produce. Esto resulta ser una limitante en algunos casos (principalmente en el mercado residencial) quienes aún no terminan de poder acoplar la tecnología”, alerta. 

Para dar respuesta a estas barreras, Garay sugiere replicar modelos de pares latinoamericanos para aplicar medidas de ágil implementación que ayuden a incentivar este segmento.

“Tenemos casos de la región que se pueden usar de ejemplo, como la eliminación de aranceles a los paneles solares, la depreciación acelerada en un sistema fotovoltaico implementado, o que se pueda usar el pago del impuesto de un proyecto solar como escudo fiscal en la declaración de renta de una empresa”, destaca. 

Así mismo, propone adaptar inicialmente un mecanismo de net metering con las concesionarias en las facturas de electricidad para la inyección a red de sistemas de autoconsumo.

Por otro lado, aún sin un reglamento para la generación distribuida, el ejecutivo afirma que el sector comercial e industrial sí se ha encontrado con una interesante oportunidad debido a la creciente subida de los precios de electricidad en el mercado libre. 

“Hay empresas que hoy están firmando PPAs a 60 USD/MWh cuando el costo nivelado de una planta solar ya se encuentra alrededor de los 40 USD/MWh en algunas regiones de buen recurso solar”, concluye.

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El gobierno de Chile anunció nuevos beneficios para incentivar la generación distribuida en las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs) del país, con el objetivo de suavizar el impacto de las alzas de las tarifas eléctricas. 

A través de un trabajo en conjunto entre el Ministerio de Energía, el Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo y , el Poder Ejecutivo permitirá que las MiPyMEs opten por un crédito tributario para instalar sistemas solares. 

«Habrá un apoyo a la inversión para paneles fotovoltaicos que les permita producir energía verde y a bajo costo en sus locales», afirmó el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, a través de sus redes sociales. 

“Será un crédito tributario del 25% de la inversión, que irá contra el impuesto de primera categoría, es decir, contra las utilidades. Y en el caso de las micro, pequeñas y medianas empresas que no tengan utilidades, operará en la práctica como una transferencia a la PyMEs”, explicó.

Esto significa que funcionará como una especie de subsidio para el 25% de la inversión; mientras que el 75% restante de la inversión para los sistemas de generación renovable podría ser considerado gasto y contabilizado como depreciación acelerada. 

“Esto implicará un proyecto de ley que esperamos anunciar pronto cuando será su ingreso, que nos permitirá ayudar a las pymes en este tránsito hacia una economía verde, por supuesto reduciendo sus costos, minimizando el impacto de las alzas tarifarias y ayudando a nuestra economía a transitar hacia una economía más verde”, aclaró el funcionario que está en el cargo desde el 2022. 

Esta medida se sumaría a aquella incluída por el Ministerio de Energía en el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios, donde se propone habilitar, de forma transitoria, que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Y las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las MiPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Es decir que, de aprobarse el proyecto de ley, ese tipo de clientes regulados del sector comercial podrán comprar energía a los PMGD y así disminuir en aproximadamente un 7% del precio de la energía.

Cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las MyPyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

Y si bien el tratamiento de este último proyecto de ley mencionado comenzó su tramitación el pasado miércoles, es preciso recordar que la iniciativa es resistida por el sector renovable de Chile dado el posible impacto negativo que podría acarrear (en conjunto con otras medidas del PdL), a tal punto que ACERA y ACESOL alertaron defaults financieros y quiebre de proyectos PMGD. 

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Future Energy Summit (FES) arribará a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento en la ciudad de Santiago y ratificará su rol como plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables de Iberoamérica. 

La cita de FES Chile será los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), donde se reunirán más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector, que se verán las caras en el evento que contará con espacios destinados al networking, entrevistas exclusivas y debates significativos junto a grandes players públicos y privados de las renovables de Latinoamérica. 

Dentro del repertorio de especialistas que pasarán por el escenario y acompañarán la cumbre FES Chile, se destaca la presencia de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) y la Agencia Sostenibilidad Energética de Chile (AgenciaSE). 

ACERA agrupa a más de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores de productos y servicios, nacionales y extranjeros, en toda la cadena de valor; por lo que su contribución será clave si se trata del diálogo para fomentar las renovables en el país. 

Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, repetirá participación en una cumbre de Future Energy Summit tras lo hecho en la edición 2023, donde remarcó la importancia de brindar claridad sobre el efecto de las renovables en las tarifas y puso foco en los pasos necesarios para alcanzar la descarbonización en los próximos años (ver nota). 

Incluso, dicho gremio recientemente dio a conocer que Chile posee más de 7 GW de proyectos en pruebas y distintas fases de construcción, por lo que la potencia ERNC y de almacenamiento podría superar los 22 GW en los próximos meses si se concretan todas las inversiones, mientras que a 2026 se espera un 56% de participación en la matriz por parte de esas tecnologías.

ACESOL es otra entidad que no puede faltar en la nómina para abordar el impulso a las renovables, dado que engloba a más de 150 entidades del sector solar y que está activamente involucrada tanto con proyectos de capacidades menores hasta la utility scale. 

Bárbara Barbieri Yañez, presidenta de ACESOL (reelecta para el periódo 2024-2026) también repetirá asistencia al evento FES Chile luego de una edición 2023 en la que brindó una ponencia exclusiva donde enfatizó en la necesidad de avanzar en el marco normativo lo más rápido posible para cumplir con las metas de generación renovable y consideró esencial que entre en vigor la «ley de cuotas», la cual busca incrementar el límite de potencia del Net-Billing a 500 kW. 

Asimismo, a lo largo del corriente año, ACESOL – en conjunto con la  Universidad Adolfo Ibáñez – lanzó una plataforma web de análisis de redes de distribución para la integración eficiente de recursos energéticos distribuidos y pidió la continuidad de la certeza regulatoria para proyectos PMGD frente a los cambios planteados por el gobierno (ver nota). 

Por el lado de H2 Perú es una asociación sin fines de lucro fundada a fines del 2020, que genera espacios de interacción para identificar oportunidades; a tal punto que en 2022 presentaron una propuesta de hoja de ruta de hidrógeno verde de dicho país, donde proyectaron más de 12 GW de potencia de electrolizadores y un costo de producción cercano a USD 1 kg H2V al 2050.

H2 Perú tendrá representación en la cumbre de Future Energy Summit a través de su presidente, Daniel Camac, quién recientemente apuntó que “la ley del fomento al H2V en Perú es la más ambiciosa de Latinoamérica”, sumado a que la asociación que preside hizo fuerzas para lograr la modificación de hidrógeno verde que figuraba en el artículo 2 de la Ley N° 31992 (Ley del fomento del hidrogeno verde.

Hecho que culminó con la correcta inclusión del H2V como «aquel obtenido del agua mediante procesos que utilizan como fuente de energía a los recursos energéticos renovables”, lo que significa un hito positivo para el sector de las fuentes no convencionales ya que diversos actores tanto públicos como privados venían reclamando este cambio para cumplir con los estándares a nivel internacional.

Mientras que la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile es una fundación de derecho privado sin fines de lucro, que tiene el objetivo de promover, fortalecer y consolidar el uso eficiente y sostenible de la energía a través de la implementación de iniciativas público-privadas. 

Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la AgenciaSE, será otra de las figuras que volverá a decir presente en asistencia en la cumbre de FES Chile, pero en esta oportunidad lo hará en el panel de debate denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”, considerando que la entidad destacó la importancia del Programa Casa Solar y que en 2024 llamaron a instaladoras a participar del “Programa de Desarrollo de Capacidades en el Sector Financiero Local”, entre otros hitos. 

Por todo ello y más es que las jornadas del 27 y 28 de noviembre de FES Chile serán la cita ideal para debatir y disertar sobre los temas fundamentales para el crecimiento de las tecnologías verdes.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó tres nuevos contratos relacionados a proyectos de energía solar y almacenamiento. Estos proyectos, que forman parte del segundo tramo de la Solicitud de Propuestas (RFP), consisten en una central de energía solar fotovoltaica de 20 MW, otra central solar fotovoltaica de 40 MW y un sistema de almacenamiento de energía con baterías de 60 MW (240 MWh o su equivalente).

Aún no es de público conocimiento cuáles son las empresas detrás de estos proyectos. La Resolución y Orden de este lunes 26 de agosto del 2024, identifica a los mismos dentro de los Apéndices A, B y C de la resolución, los cuales serán confidenciales hasta la ejecución de los contratos.

No obstante, el Negociado deja expresamente aclarado que cada uno de estos proyectos ha sido diseñado para integrarse de manera segura y eficiente en la red eléctrica existente, y que el proceso de evaluación incluyó un análisis detallado de los precios propuestos, asegurándose de que fueran competitivos y estuvieran alineados con los estándares de la industria.

La evaluación también consideró los estudios de interconexión presentados por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), los cuales demostraron que la integración de la nueva capacidad de generación y almacenamiento no comprometerá la estabilidad ni la confiabilidad de la red eléctrica de Puerto Rico.

El Negociado de Energía enfatizó mediante la Resolución publicada que estos acuerdos están en plena conformidad con el Plan Integrado de Recursos (PIR) aprobado, un elemento clave para asegurar que la expansión de la capacidad de generación renovable se realice de manera ordenada y efectiva.

En este sentido, los términos y condiciones de los contratos fueron escrutados para garantizar que cumplan con los principios de la política pública energética y el PIR, asegurando que la inversión en estos proyectos contribuya a la transición hacia un sistema energético más sostenible y menos dependiente de fuentes de energía contaminantes. Además, el Negociado se aseguró de que las tarifas y condiciones de interconexión sean justas y razonables, protegiendo así el interés público y los recursos financieros del estado.

Confidencialidad y próximos pasos

Es importante insistir que los detalles específicos de los proyectos contenidos en los Apéndices A, B y C de la resolución permanecerán resguardados hasta que los contratos sean ejecutados. Esto se debe a que la AEE ha solicitado un tratamiento confidencial para estos documentos, una solicitud que fue aprobada por el Negociado de Energía después de una revisión detallada de los argumentos presentados y la legislación aplicable. Según la Ley 57-2014, el Negociado tiene la facultad de otorgar tal confidencialidad para proteger información sensible mientras se asegura de que la transparencia y el interés público no se vean indebidamente afectados.

El siguiente paso en este proceso es que la AEE obtenga la aprobación de la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB/JSAF). Este requisito es esencial antes de que los contratos puedan ser formalmente ejecutados. Sin la aprobación de la FOMB, los contratos podrían ser declarados nulos, lo que subraya la importancia de este paso en el proceso de contratación.

Order Approving Tr 2 Contracts

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El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) lanzó una convocatoria para la presentación de manifestación de interés para el diseño del Cap & Trade en Argentina, con el objetivo de lograr la implementación de un mecanismo de mercado que permita incentivar una determinada reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al mínimo coste.

La consultoría tiene como objetivo establecer un esquema de límites máximos y comercio robusto en Argentina, evaluando aspectos como diseño del sistema, sectores y GEI cubiertos, asignación de derechos de emisión, sus resultados y cumplimientos.

Mientras que el diseño del marco regulatorio y de mercado deberá incluir análisis comparativos de sistemas internacionales, evaluación de las emisiones actuales y establecimiento de límites de emisiones realistas. 

El presupuesto estimado para esta convocatoria es de USD 100.000.000 y las expresiones de interés se podrán presentar en formato PDF hasta el 6 de septiembre del corriente año a través del Portal de Postores para la Selección y Contratación de Empresas Consultoras para Operaciones Ejecutadas por el BID. 

En tanto que si la propuesta es seleccionada, se invitará a la entidad oferente a negociar un contrato para el diseño del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero en el país. 

Y cabe recordar que Argentina presentó su primera Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) en 2015, que fue revisada en 2016, y su segunda NDC en 2020, que fue revisada en 2021, comprometiéndose con una meta aún más ambiciosa que la primera: limitar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a un nivel un 27% inferior al de la primera NDC previamente comprometida.

“Para cumplir con los compromisos asumidos por nuestro país, es necesario involucrar a los sectores responsables de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que impactan el clima y la población en general. Para ello, es crucial establecer incentivos económicos claros que indiquen con precisión la dirección en la que avanzar”, sostiene el documento de la convocatoria. 

Incluso, el mecanismo de Cap & Trade ha sido una premisa planteada en reiteradas oportunidades por la gestión actual; ya sea por el actual secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, durante la campaña electoral presidencial de Javier Milei (ver nota), o mismo por Mariela Beljansky desde que asumió como subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético. 

En aquel entonces, Beljansky vaticinó que se asignarían umbrales de derechos de emisión de forma anual y obligatorios, compatibles con cumplir el Acuerdo de París, a cada uno de los sectores y subsectores de la economía.

Con ello se buscará no perjudicar a quienes ya hayan avanzado en la materia, como también dejar que haya un porcentaje sobrante de derechos de emisión de GEI sin asignar para el año próximo, en pos de que puedan aparecer nuevos players en los distintos segmentos de la economía argentina, entre ellos el sector energético.

Mientras que aquellas entidades que deseen participar en un mercado de carbono (diferente al mercado de derechos de emisión que propone el Poder Ejecutivo) y realizar proyectos de bonos de carbono y venderlos en un mercado voluntario, también serán consideradas al momento de que se evalúe el nivel de emisiones de una compañía. 

Asimismo, la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético vaticinó en su momento que podría implicar penalidades para las empresas que no cumplan o superen el umbral que se establezca; aunque en primera instancia habrá derechos de emisión de GEI gratuitos y posteriormente un plazo de tiempo para que una entidad pueda comprarlos en el mercado. 

Pero de continuar el incumplimiento, sí existirá una penalización, a pesar que no sea la intención, sino más bien que la propia señal de precio sea suficiente para que se llegue a un acuerdo en las transacciones económicas entre privados que necesitan comprar derechos de emisión y quienes deseen venderlos.

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La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales resolvió el recurso de reposición interpuesto por la sociedad Enlaza Grupo de Energía de Bogotá para el proyecto Línea de Transmisión Asociada a la Conexión Cuestecitas Colectora 1 a 500 kV, localizado en los municipios de Uribia, Manaure Albania y Maicao, en el departamento de La Guajira.

De acuerdo con la licencia otorgada el 12 de junio de 2024, el Grupo de Energía de Bogotá interpuso recurso de reposición, buscando subsanar algunas actividades que se habían negado en la licencia.

El recurso de reposición interpuesto se enfocó principalmente en temas relacionados con el área de la nueva subestación Colectora, las vías de acceso al proyecto, la viabilidad de ciertos sitios de torre y plazas de tendido, el aprovechamiento forestal en la zona de la subestación y la negación del permiso de aprovechamiento forestal sobre la servidumbre, así como en algunas ocupaciones de cauce, la temporalidad de presentación de los programas y fichas del Plan de Manejo Ambiental y del Plan de Seguimiento y Monitoreo, entre otros aspectos; todos los cuales fueron evaluados y, con base en los argumentos presentados, definidos dentro del recurso de reposición.

El proyecto está conformado por dos líneas de transmisión eléctrica paralelas de 500 kV (denominadas como línea A y B), en doble circuito, proyectadas entre la subestación Colectora 500 kV (localizada en el municipio de Uribia) y la subestación Cuestecitas 500 kV (localizada en el municipio de Albania), con una longitud de 114,45 km para la línea A y de 114,06 km para la línea B.

Las líneas de transmisión Cuestecitas – Colectora serán de gran importancia para la transición energética, ya que serán las encargadas de evacuar toda la generación de energía proveniente de los proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en La Guajira para incorporarla al Sistema de Trasmisión Nacional.

Con este proyecto, ya son 17 las líneas de transmisión viabilizadas ambientalmente por la ANLA desde el 2018.

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Esta semana comenzó Intersolar South America 2024 la feria más grande de la industria de la energía solar de la región, que se llevará adelante hasta el día de hoy en São Paulo, Brasil. Allí, empresas líderes del sector fotovoltaico presentan sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas, es Antaisolar, compañía global dedicada al desarrollo, fabricación y suministro de estructuras de soporte para paneles solares que si bien fue fundada en Xiamen, China, en 2006, también tiene presencia en mercados estratégicos de América del Norte, Europa y América Latina.

En el marco de la feria, Marcelo Pes, Country Manager Brazil de Antaisolar, participó del ciclo «Protagonistas» de Energía Estratégica, donde reveló los objetivos de crecimiento que tienen previstos para la región latinoamericana.

“Para 2024, Antaisolar tiene expectativas ambiciosas en términos de expansión en América Latina, particularmente en proyectos de montaje en suelo Fix y Tracker. Tenemos actualmente más de 500 MW instalados y buscamos alcanzar el hito de nuestro primer GW en la región para fines de este año”, señaló.

Y agregó: “Apuntamos a instalar cientos de megavatios concentrándose en proyectos de gran escala (utility-scale) en países como Brasil y Chile, donde el crecimiento del sector es más robusto y en segundo plano en Argentina y Colombia”.

De acuerdo al experto, en particular, Brasil ha emergido como un líder en la región, porque se han implementado marcos regulatorios que facilitan la instalación de sistemas de generación distribuida y proyectos de gran escala.

“La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), ha lanzado resoluciones que han incentivado a consumidores y empresas a invertir en energía solar para reducir sus costos energéticos y mejorar su sostenibilidad a través de exenciones fiscales. Estas políticas públicas han consolidado al país como el más grande y dinámico de energía solar en América Latina.”

Soluciones más demandadas

Según el ejecutivo, en Latam, la compañía está bien posicionada para capturar una porción importante de esos mercados en crecimiento, dado su enfoque en soluciones de alta eficiencia adaptadas a las condiciones locales.

En línea con esos objetivos, Pes destaca que una de los principales productos presentados en Intersolar Brasil 2024 es TAI-Simple, un sistema de seguimiento solar de un solo eje. 

Este sistema fue diseñado para maximizar la eficiencia energética, con la capacidad de adaptarse a grandes módulos bifaciales y ángulos de seguimiento de 60 grados, lo que resulta en un aumento conservador del 18% al 28% en la generación de energía. Además, ha sido optimizado para soportar condiciones extremas de viento y nieve, garantizando el funcionamiento seguro de las plantas solares en diversas condiciones climáticas.

Otro de los productos estrella planteados por el experto en el certamen son sus soluciones para cubiertas. Estas ofrecen flexibilidad y alta durabilidad, lo que las hace adecuadas para diferentes tipos de proyectos, desde pequeñas instalaciones hasta grandes plantas solares.

De esta forma, Antaisolar busca seguir creciendo en Latinoamérica con su amplia gama de productos para diferentes tipos de instalaciones solares, como sistemas de montaje en tejados, sistemas de montaje en suelo y seguidores solares. 

“Antai tiene constante inversión en pesquisa y desarrollo para crear nuevas tecnologías y mejorar continuamente sus productos, buscando satisfacer las demandas de un mercado en constante evolución y contribuir a la transición energética global hacia fuentes de energía más sostenibles. Por ello, es conocida por sus soluciones innovadoras y eficientes, centrándose en la calidad, la durabilidad y la facilidad de instalación”, concluyó.

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En julio de este año el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible publicó el decreto número 0852 por el cual se modifica el Decreto 1076 de 2015, en relación con las competencias para otorgar la licencia ambiental a los proyectos de exploración y uso de fuentes de energía alternativa virtualmente contaminantes y otras determinaciones.

Con esta medida, el gobierno ha decidido centralizar el análisis de los proyectos de generación eléctrica de 50 a 100 MW, transfiriendo esta responsabilidad de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), ubicada en Bogotá.

Decreto 852

En discrepancia con esta decisión del Gobierno, Iván Martínez Ibarra, presidente de EGAL, firma dedicada a la investigación y la ejecución de proyectos energéticos a gran escala presentó una demanda ante el Consejo de Estado, la cual ha sido admitida y está en curso.

En diálogo con Energía Estratégica, el demandante explica los motivos por los cuales la compañía tomó acción legal para darle nulidad a la normativa bajo el convencimiento de que este cambio podría ir en detrimento de la ejecución de proyectos de energía no convencional.

“El Decreto ha generado un amplio debate en los sectores energéticos y ambientales del país. Desde EGAL, hemos manifestado una firme oposición a esta medida, ya que consideramos que conlleva 5 consecuencias negativas que deben ser evaluadas a fondo”, señala.

Según Martínez Ibarra, las implicancias del decreto son las siguientes:

1: Debilitamiento de la autonomía regional: Las CAR han sido, históricamente, instituciones clave en la gestión ambiental de sus respectivas regiones, gracias a su profundo conocimiento de las particularidades locales, tanto en términos ecológicos como sociales. Al trasladar esta competencia a la ANLA, se les priva a las regiones de una herramienta vital para gestionar su propio desarrollo, lo que va en contravía de los objetivos de descentralización que el país ha venido promoviendo desde hace décadas.

2: Menor eficiencia en la gestión ambiental: Aunque la ANLA es una entidad reconocida por su capacidad técnica, la centralización de las competencias puede resultar en la creación de cuellos de botella y en una sobrecarga de solicitudes que afecte la eficiencia de los procesos. Las CAR, al estar más cerca de los territorios y de los actores involucrados, podrían gestionar estos procesos de manera más ágil y efectiva, respondiendo con mayor celeridad a las necesidades de los proyectos. La acumulación de trámites en una única entidad central podría, por el contrario, ralentizar la aprobación de licencias, generando retrasos que impactan negativamente en el desarrollo de los proyectos energéticos.

3: Desconocimiento de las realidades locales: Las CAR han demostrado, a lo largo de los años, un profundo entendimiento de las realidades sociales, culturales y ambientales de sus regiones. Este conocimiento es fundamental para la correcta evaluación de los impactos ambientales y para la mediación de posibles conflictos sociales que puedan surgir durante la ejecución de los proyectos. La centralización de esta función en Bogotá podría llevar a decisiones que no consideren adecuadamente estas particularidades, lo que podría desencadenar en una mayor resistencia por parte de las comunidades locales y en dificultades significativas durante la implementación de los proyectos.

4: Reducción de oportunidades laborales locales: los expertos, que han desarrollado sus capacidades en contextos específicos, podrían ver disminuidas sus oportunidades de empleo y desarrollo profesional si las decisiones clave se trasladan a Bogotá. Esto no solo afecta a los individuos, sino que también debilita las capacidades locales, limitando el crecimiento de un capital humano especializado que es esencial para el desarrollo sostenible de las regiones.

5: Mayor centralismo sin garantías de eficiencia: no existen argumentos objetivos para comprobar que este cambio en la gestión traerá mayor rapidez en los trámites. Por el contrario, la evidencia sugiere que la centralización no garantiza la eficiencia. 

De acuerdo a Ibarra, un claro ejemplo de esto es el caso de la línea de evacuación «Colectora» en La Guajira, un proyecto gestionado por la ANLA que ha enfrentado retrasos significativos durante años debido a inconvenientes ambientales y sociales, todos liderados desde el gobierno central. Este caso ilustra cómo la centralización no solo no resuelve los problemas, sino que en algunos casos los agrava, afectando el progreso de proyectos estratégicos para el país.

Por todo lo expuesto, el especialista cree que la demanda podría revertir la medida porque se basa en principios constitucionales fuertes, como la autonomía regional, y en la falta de justificación objetiva para la centralización.

Además, advierte que si se demuestra que el decreto afecta negativamente a las regiones sin una necesidad imperiosa, es probable que el Consejo de Estado falle a favor de anularlo.

“El gobierno parece creer, erróneamente, que este control centralizado permitirá un desarrollo más eficiente del sector. Sin embargo, discrepamos profundamente de esta visión, ya que consideramos que la participación activa de las regiones es fundamental para el avance del sector eléctrico”, explica.

Y agrega: “La realidad es que, bajo las leyes actuales, si las comunidades locales no están de acuerdo con un proyecto, este tiene pocas probabilidades de prosperar. Ignorar las particularidades y las necesidades de las regiones puede generar más obstáculos que beneficios. Creemos firmemente que un enfoque descentralizado, que empodere a las regiones y considere sus opiniones, es clave para el éxito de los proyectos energéticos en Colombia”.

A modo de conclusión, el consultor alerta que el decreto lejos de aportar soluciones, podría generar ineficiencias, aumentar los conflictos sociales y debilitar las capacidades de las regiones para gestionar su propio desarrollo de manera sostenible. 

Insiste en que esta medida carece de justificación objetiva en cuanto a la mejora de los tiempos de trámite y pone en riesgo el equilibrio regional y el progreso sostenible de Colombia. 

“Desde EGAL, abogamos por un modelo de gestión que fortalezca las capacidades locales y respete la autonomía regional, principios esenciales para el desarrollo equitativo y sostenible del país”, destaca.

Y concluye: “El núcleo del negocio de EGAL es el desarrollo de nuevos proyectos con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Cualquier obstáculo que impida que este desarrollo se lleve a cabo de manera fluida es algo que buscamos evitar, como es el caso del decreto 852. Esta es la razón por la cual estamos actuando en este asunto”.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) aprobaron la Subasta de Transmisión N° 2/2024, programada para el viernes 27 de septiembre en la sede del B3 de Sao Paulo. 

Durante el evento finalmente se licitará la construcción y mantenimiento de 784 kilómetros de líneas de transmisión y 1000 MVA en capacidad de transformación, además de la continuidad de la prestación de servicios públicos con 162,9 km de líneas y 300 MVA en transformación.

Es decir que la convocatoria tendrá casi 100 kilómetros más de obras de transporte eléctrico pero 450 MVA menos de nueva capacidad de transformación respecto a lo previsto originalmente cuando el gobierno lanzó la consulta pública correspondiente. 

Las obras en cuestión se subastarán en tres lotes diferentes (dos menos que lo propuesto inicialmente) a lo largo de los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo y Santa Catarina; y se espera que la construcción y mantenimiento de tal infraestructura permita crear cerca de 7060 empleos directos. 

¿A qué se debe la baja de algunas obras? A fines de julio del corriente año, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil determinó el retiro del por entonces Lote N° 2 (proyectos en Rio Grande do Sul) con motivo de que se realice un nuevo estudio del trazado de las líneas de transmisión y la ubicación de las subestaciones inicialmente previstas. 

La principal justificación de ese retiro, en particular la subestación São Sebastião do Caí 2 y las líneas de transmisión 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 y 230 kV Ivoti 2, está vinculada a las severas inundaciones que afectaron a Río Grande do Sul entre abril y mayo, considerando que la excesiva precipitación afectó a más del 60% del territorio del estado​ 437 municipios reportaron daños. 

Pero a pesar de la quita de esos proyectos de transmisión eléctrica, el MME decidió continuar con la convocatoria. Y entre las particularidades de la misma se mantiene que el lote N°1 (Santa Catarina, Paraná, Minas Gerais y Espírito Santo) representará más del 85% de las inversiones estimadas.

Por lo que, para fomentar la competitividad en ese segmento, se dividió en dos sublotes (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado y corresponderá a la ANEEL decidir la oferta con el menor Ingreso Anual Permitido. 

Lo peculiar es que el sublote 1A cuenta con instalaciones al final de la concesión y la nueva empresa de transmisión será responsable del mantenimiento de estos proyectos a partir del 18 de julio de 2025, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de la nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los segmentos a subastar: 

Lote 1A:

Nuevas instalaciones:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 18,3 km.

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimorés

Lote 1B:

LT 525 kV Abdon Batista 2 – Segredo C1, CS, com 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, com 187,2 km;

Lote 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote 4

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) anunció la publicación de un nuevo informe semestral, destacando un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida.

Según este informe, se estima que la demanda de energía eléctrica podría tener un crecimiento promedio anual de 2,38% en el escenario medio para el periodo 2024 – 2038.

Sobre la importancia del informe, Adrián Correa, Director de la UPME, subrayó que “desde la UPME nos basamos en información de demanda histórica, expectativas de crecimiento económico y otras variables determinantes en el nivel de consumo, con el objeto de proveer información objetiva que sirva de soporte a la toma de decisiones de inversión en infraestructura de abastecimiento energético y facilite la construcción de consensos sobre los proyectos y apuestas prioritarios del sector”.

El informe también destaca variaciones en la demanda no regulada durante el primer trimestre de 2024. Se destacan minas y canteras, con un crecimiento de 2,13%, alcanzando 632,78 GWh-mes.

El sector del comercio al por mayor y al por menor tuvo una demanda de 109,36 GWh-mes, registrando un aumento de 3,64%. La agricultura y otras actividades, por su lado, mostraron incrementos del 4% y 7,80%, respectivamente, entre otros.

La UPME ha programado la próxima actualización de este informe para principios de 2025, asegurando que los actores del sector dispongan de la información más actualizada y relevante para sus planes de inversión y desarrollo.

Es importante señalar que el informe semestral sobre la proyección de demanda de energía eléctrica es un elemento clave para la subasta de energía anunciada recientemente por la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG. Esto, en última instancia, contribuirá a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico y la calidad en la prestación del servicio.

https://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/Proyeccion_demanda_energia_electrica_y_potencia_maxima_rev_jul2024.pdf

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El 27 de agosto de 2024, comenzó Intersolar South America 2024 en São Paulo, Brasil, donde DAS Solar presentó su última serie N-type 4.0, junto con módulos ligeros y productos fotovoltaicos portátiles. Intersolar South America es un evento líder en la industria solar en América Latina y a nivel mundial, centrado en la energía fotovoltaica y solar térmica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica estima que la capacidad solar instalada de Brasil superará los 42,4 GW en abril de 2024, lo que representa un aumento del 50% respecto al año anterior y cubriendo el 18% de las necesidades eléctricas del país. El gobierno brasileño ha implementado una serie de medidas políticas para promover el crecimiento de una economía verde.

En la exhibición, DAS Solar mostró productos de alta eficiencia, incluidos los módulos bifaciales de doble vidrio N-type de 620W, 645W, 595W y el módulo ligero de 475W, atrayendo una atención significativa por parte de los asistentes.

Como líder en tecnología N-type, la compañía ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de celdas TOPCon de gran área en tres ocasiones consecutivas en un período de ocho meses. La celda alcanza una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta 26.6% y un voltaje de circuito abierto de 742mV.

Guiada por la estrategia de «un núcleo y tres ramas», DAS Solar desarrolló tres tecnologías complementarias: DBC, TSiP y SFOS, con el objetivo de mejorar la eficiencia de las celdas hasta el 40%.

Equipado con tecnología TOPCon 4.0 Plus, el módulo bifacial de doble vidrio de 66 celdas N-type presenta celdas rectangulares de 182×210 mm, ofreciendo una potencia superior a 620W. Su diseño optimiza el espacio en los contenedores, reduciendo los costos de transporte en aproximadamente un 4.13%.

En comparación con módulos con celdas cuadradas de 182 mm, reduce los costos BOS en alrededor del 1.48% y los costos LCOE en aproximadamente un 1.28%, generando importantes ahorros de costos y mejorando la eficiencia a lo largo de su ciclo de vida.

Además, el módulo ligero de 475W de media celda con marco utiliza tecnología de encapsulación sin vidrio, reduciendo el peso del módulo en más del 70% para la misma potencia de salida. Los estándares IEC para carga de nieve de 5400 Pa y carga de viento de 2400 Pa se cumplen gracias al diseño patentado del marco.

Con una estructura removible para un fácil mantenimiento y reparación, el módulo ligero es ideal para diversas aplicaciones debido a su facilidad de instalación y alta compatibilidad. Además, las mochilas fotovoltaicas y los módulos solares portátiles exhibidos también atrajeron la atención de los asistentes.

Los módulos de DAS Solar han demostrado un rendimiento excepcional, habiendo pasado con éxito rigurosas pruebas CE, triple IEC y triple PID. Certificados por su durabilidad y resistencia, pueden soportar PID prolongado, arena y polvo, niebla salina y amoníaco.

Como una empresa global líder en energía renovable, DAS Solar ha establecido subsidiarias en Alemania, Japón y Australia, ha sido incluida en la lista BloombergNEF Tier 1 PV Module Maker y se clasifica constantemente entre las Top 10 a nivel mundial.

DAS Solar ha desarrollado asociaciones extensivas con los principales distribuidores en Brasil y ofrece servicios locales integrales en diversas áreas, incluidas la instalación, el desarrollo de proyectos, el desarrollo comercial, la logística, el soporte técnico y el servicio doméstico. En el futuro, DAS Solar abordará proactivamente el cambio climático global y fortalecerá su camino hacia la expansión internacional.

La entrada DAS Solar presenta la serie N-type 4.0 en Intersolar South America 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

En un mundo cada vez más comprometido con la sostenibilidad y la eficiencia energética, las baterías se han convertido en un componente esencial en la transición hacia fuentes de energía más limpias.

Desde la alimentación de dispositivos electrónicos hasta el almacenamiento de energía para hogares y empresas, las baterías son fundamentales para un futuro más verde.

Growatt, reconocido como líder global en soluciones energía distribuida, se posiciona a la vanguardia de esta transformación energética.

Tecnología Avanzada en Baterías para Cada Aplicación

Growatt comprende la diversidad de necesidades en el campo de la energía, ofreciendo una amplia gama de baterías diseñadas para satisfacer las demandas de aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Baterías de Fosfato de Hierro y Litio (LFP): Las baterías LFP de Growatt, como el modelo ARK 2.5H-A1 y la APX 14.3P-B1, son ampliamente reconocidas por su seguridad, durabilidad y estabilidad térmica. Estas características las hacen ideales para sistemas híbridos y aplicaciones de almacenamiento de energía a gran escala, donde la fiabilidad y la longevidad son factores clave.

Soluciones de Alto y Bajo Voltaje: Growatt ofrece soluciones tanto para sistemas de alto voltaje como de bajo voltaje, con modelos destacados como el HOPE 5.5L-A1 y el AXE 5.0L-C1. Estas baterías no solo garantizan un rendimiento superior, sino que también brindan una flexibilidad incomparable en términos de instalación y expansión, permitiendo adaptaciones según las necesidades del usuario.

Innovación como Motor de Cambio

La innovación es el núcleo de la filosofía de Growatt. Su compromiso con la investigación y el desarrollo continuo permite a la empresa ofrecer soluciones energéticas que son tanto tecnológicamente avanzadas como seguras y accesibles.

Las baterías de Growatt están diseñadas para operar de manera óptima incluso en condiciones extremas, asegurando un rendimiento confiable y duradero en diversas aplicaciones.

Compromiso con la Sostenibilidad

Más allá de la tecnología, Growatt se dedica a la construcción de un futuro sostenible. Las soluciones de almacenamiento de energía de Growatt contribuyen significativamente a la reducción de la huella de carbono, proporcionando a las comunidades y empresas medios eficientes para gestionar y almacenar energía limpia.

Para aquellos que buscan optimizar el consumo energético de sus hogares o requieren soluciones robustas para aplicaciones comerciales, Growatt ofrece la respuesta adecuada. Con una gama de productos que combina innovación, fiabilidad y sostenibilidad, Growatt sigue marcando el camino hacia un futuro energético más limpio y eficiente.

La entrada Las Baterías en Growatt: fundamentos y aplicaciones se publicó primero en Energía Estratégica.

La Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo de 1500 MW, ha dado un paso significativo con la reciente aprobación de sus Términos de Referencia (TDRs) por parte de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Sin embargo, para que el proceso de licitación pueda finalmente arrancar, aún queda una serie de pasos que deben cumplirse.

Según comunicó la CREE a Energía Estratégica, tras la aprobación de los TDRs se enviaron de regreso a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que es la encargada de elaborar los pliegos de bases para la licitación, que detallarán de manera más precisa los requisitos y condiciones que deberán cumplir los participantes.

Una vez que la ENEE haya elaborado los pliegos, estos se enviarán de nuevo a la CREE, que tendrá un plazo máximo de 30 días para revisarlos y aprobarlos. Solo después de que la CREE dé su visto bueno final, la ENEE podrá lanzar la convocatoria de licitación, iniciando así el proceso formal de selección de los oferentes.

¿Qué se ha confirmado hasta ahora?  El documento de los TDRs, que ya está disponible públicamente en la página web de la CREE, establece las reglas generales y las condiciones bajo las cuales se llevará a cabo el proceso de adjudicación de los 1500 MW. Entre los aspectos más destacados de los TDRs, se encuentran las especificaciones sobre la capacidad y las etapas en las que los proyectos adjudicados deberán entrar en operación comercial.

Según el documento, el proceso se estructurará en tres etapas:

Etapa 1: Se adjudicarán 800 MW de potencia firme, con una entrada en operación comercial programada para el primer semestre de 2027. Sin embargo, se permitirá que el suministro de energía comience de manera parcial a partir de 2026.
Etapa 2: En esta fase, se adjudicarán 300 MW adicionales de potencia firme, con una entrada en operación comercial prevista para el primer semestre de 2028.
Etapa 3: Finalmente, se adjudicarán los 400 MW restantes, con una entrada en operación comercial programada para el primer semestre de 2029.

Este escalonamiento en la entrada en operación de los proyectos adjudicados busca asegurar una integración gradual y ordenada de la nueva capacidad energética al sistema, evitando sobrecargas y garantizando la estabilidad del suministro.

Metodología: subasta inversa por rondas sucesivas

Un aspecto crucial que se detalla en estos TDRs es la metodología que se empleará para la licitación. Tal como lo anticipó Energía Estratégica en artículos periodísticos precedentes, se ha confirmado que el proceso se llevará a cabo mediante una subasta inversa por rondas sucesivas. Este enfoque permite que los oferentes presenten sus propuestas de manera competitiva en varias rondas, lo que generalmente resulta en precios más bajos para el Estado.

Para lograrlo, una novedad importante es la introducción del «Factor de Competencia», un valor que la CREE entregará a la Junta de Licitación al inicio del proceso de rondas y que no será público. Este factor servirá como límite indicativo para la finalización del proceso de rondas, permitiendo que el proceso avance hacia la adjudicación final de manera más eficiente.

Además, se implementará un «Índice de Competencia» en cada ronda, que se calculará como la relación entre la suma de las potencias firmes máximas ofrecidas y la potencia firme objeto de la licitación. Si el proceso de subasta no logra reducir los costos en un margen suficiente (más del 1.5% entre rondas) o si todos los oferentes activos están siendo seleccionados sin necesidad de reducir precios, se activará un «Proceso de Aceleración». Este proceso incluirá un «Oferente Virtual de Competencia», diseñado para mantener la presión competitiva en las rondas finales y evitar estancamientos en la reducción de precios.

Un enfoque en la energía renovable

El gobierno, a través de Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, ha enfatizado en el último #MartesInformativo de la ENEE que el gobierno priorizará que la nuevas plantas de generación sean de tecnologías renovables como solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica. Por ello, aseguró que han trabajado en un algoritmo que les permita que al menos el 65% de la energía provenga de fuentes renovables, mientras que el 35% restante podrá provenir de fuentes térmicas no renovables.

La entrada Licitación de 1500 MW: ¿Qué se aprobó y qué falta para que inicie la convocatoria que adjudicaría un 65% renovables? se publicó primero en Energía Estratégica.

El Poder Ejecutivo de Chile envió a la Cámara de Diputados el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios, que representan cerca del 40% de los hogares más vulnerables del país. 

Y tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), el Ministerio de Energía incluyó la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD – proyectos menores a 9 MW de capacidad) financien los subsidios mediante un cálculo entre el diferencial entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de los proyectos  mayoría de tecnología fotovoltaica), sumado a la habilitación de la venta de inyecciones PMGD a pequeñas y medianas empresas (PyMEs). 

En el primero de los casos se plantea la creación de un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

“En caso de que, en un determinado mes, el pago del Cargo FET fuese superior al monto a pagar por compensación por precio estabilizado, el monto de retención equivalente a la diferencia resultante será imputado en el o los meses siguientes, hasta su total extinción, independiente del período de aplicación del Cargo FET”, aclara el documento. 

Es decir que se prevé el esfuerzo de uno de los segmentos de la generación eléctrica del país, donde desde el Ministerio de Energía estiman que hay ingresos que exceden el costo de desarrollo, que permitirían contribuir al financiamiento de la expansión de tal política de subsidios. 

A ello se debe añadir que se propone habilitar, también de forma transitoria, que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las micro, pequeñas y medianas empresas (MyPyMEs) y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

La propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las MyPyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

“Contempla que los montos pagados por el cargo son, a su vez, descontados de la compensación de precio estabilizado respecto a aquellos PMGD que estén adscritos al DS 88 del 2019. En tanto que la compensación se paga a prorrata de los retiros, por lo tanto el cargo como el descuento tienen la misma base de cálculo y que uno netee al otro”, aclaró el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, durante la presentación del proyecto de ley.

La iniciativa por parte del Poder Ejecutivo comenzará su tramitación en el Congreso este mismo miércoles 28 de agosto, a pesar de las advertencias del sector renovable del país sobre los riesgos y defaults financieros que tendrían los Pequeños Medios de Generación Distribuida de concretarse ese cambio en las reglas de juego. 

Desde la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) señalaron que la medida acarreará la reconcentración del mercado y mayores incertidumbres para las inversiones y financiamientos en energías verdes e infraestructura destinada a la transición energética del país. 

Mientras que la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) alertó que la propuesta del Ministerio de Energía significa la quiebra de todos los PMGD entre el tratamiento del proyecto de ley y mediados del 2025, lo que implicaría la pérdida de USD 3500 millones de inversión.

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Este jueves 29 de agosto, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) adjudicará cinco proyectos de transmisión eléctrica y subestaciones, por más de US$ 441 millones, que beneficiarán a 4 millones de habitantes en Lima, Ica y Ayacucho.

De acuerdo al comunicado de la Agencia, la adjudicación forma parte del Grupo 2 de proyectos eléctricos integrados e incluye la “Línea de Transmisión 500 kV Chilca CTM-Carabayllo – Tercer Circuito”; “Nueva Subestación Bicentenario 500/220 kV”; “Reconfiguración Enlace 220 kV Chavarría – Santa Rosa – Carapongo”; “Nueva Subestación Muyurina 220 kV, Nueva Subestación Ayacucho, LT 220 kV Muyurina-Ayacucho”; y “Ampliación de Capacidad de Suministro del Sistema Eléctrico Ica (Proyecto ITC)”.

La concesión se otorgará bajo la modalidad de Concurso de Proyectos Integrales a aquel único postor cuya oferta represente el menor costo de servicio total, conforme a lo establecido en las bases, y cuya obligación será diseñar, financiar, construir, operar y mantener los citados proyectos. Asimismo, tres postores han sido calificados, Alupar Perú S.A.C., Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. y Atlántica Perú S.A., para presentar sus propuestas económicas este jueves 29 de agosto.

En este marco, el ingeniero Jaime Figueroa, consultor en C&J SAC, arremetió contra PROINVERSIÓN y advirtió que esta modalidad de concesión a realizarse este jueves «asaltará a los clientes regulados y favorecerá a un solo cliente libre».

«En la SE Cajamarquilla solo existe un cliente libre, por lo que el denominado ITC es una farsa para que los clientes regulados asuman los costos de la ampliación de una tercera terna en 220 kV. Además, utilizar 2 circuitos de cables subterráneos en 220 kV es una exageración ya que un solo circuito con un polo de reserva es suficiente. Cortar la llegada en 220 kV de la CH Huinco a la SE Santa Rosa es dejar a esta instalación dependiente de la generación térmica en esta instalación«.

En este sentido, el especialista señaló que considerar a la SE San Martín como instalación encapsulada GIS desconociendo el ambiente contaminado de su ubicación es un «despropósito», que los usuarios regulados de Lima tendrán que pagar.

Según su visión, sin un estudio de demanda ni formulación de alternativas, es probable que impondrán instalaciones en Ica y Ayacucho que no se justifican económicamente.

Teniendo en cuenta que una de las instalaciones en 500 kV actualmente está siendo analizada por el COES para la propuesta de modificaciones, se preguntó «cuál es el apuro de concursarla».

En efecto, Figueroa insistió: «Son 5 proyectos para adjudicar a un solo postor que tiene un grave problema con la colapsada SE Yaros. El MINEM piensa justificar como fuerza mayor a una actividad de impresionante falla de su estudio de suelos, la cual compete exclusivamente a este postor», explicó.

Y agregó: «Mínimamente, se debía llevar a cabo una visita a las instalaciones involucradas, la cual no ha sido realizada por los otros dos postores. Esto es un síntoma que van a dejar la adjudicación al cliente que tiene las concesiones de las instalaciones existentes. Esto no es normal, solo responde a una empresa monopólica que tiene fuertes intereses con fabricantes de instalaciones encapsuladas y cables subterráneos».

Por su parte, PROINVERSIÓN aseguró que los proyectos se ejecutarán mediante Asociación Público – Privada (APP) con una concesión por 30 años de operación comercial, más el tiempo necesario para la construcción de cada proyecto eléctrico.

Ante este plazo, Figueroa alertó: «El planificador miope es un pésimo planificador, debido a que el MINEM ha declarado que Camisea tiene para 14 años, si contamos 4 años de construcción, todo el 500 kV asociado en Chilca, por lo que 2 proyectos concursados deberían tener contratos por 10 años y no 30 años«.

Cabe destacar que las unidades a adjudicar esta semana forman parte de un paquete de 18 proyectos eléctricos que el Ministerio de Energía y Minas encargó a PROINVERSIÓN, en febrero de 2023, en el marco del Plan de Transmisión 2023 – 2032.

De ellos, en junio del presente año, la agencia adjudicó el Grupo 1 conformado por tres proyectos eléctricos (US$ 329 millones) que beneficiarán a 1 millón de personas de Ica y Arequipa. En tanto, en septiembre de 2024 se tiene previsto adjudicar el Grupo 3, integrado por cuatro proyectos eléctricos (US$ 134 millones) con impacto en 2.3 millones de habitantes en Lima, Arequipa, Apurímac y Puno.

Y antes de finalizar el año, se adjudicará el Grupo 4, integrado por tres proyectos (US$ 101 millones) que beneficiará a más de 700 mil personas de Ucayali (Padre Abad y Coronel Portillo), Junín (Chanchamayo) y Áncash (Huaylas y Huaraz).

La entrada Acusan a PROINVERSIÓN de «monopólica» por adjudicar cinco proyectos eléctricos millonarios a un solo postor se publicó primero en Energía Estratégica.

Goldwind Argentina recientemente cerró un acuerdo con Aluar, uno de los mayores productores de aluminio del país, para suministrar 56 aerogeneradores que conformarán los 336 MW de potencia de la etapa V del parque eólico La Flecha

Ello permitirá llevar la central instalada en la localidad de Puerto Madryn de 246 MW a 582 MW, convirtiéndola en el parque eólico más grande de Argentina que, en este caso, estará dedicado 100% para autogeneración de energía de Aluar (conectada directamente a la planta de aluminio) y utilizará aerogeneradores GW-165 de 6 MW de capacidad cada uno, 165 metros de diámetro de palas y 100 metros de altura de buje. 

Bajo ese contexto, Fernando Errea, sales manager de Goldwind Argentina, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica y desveló cuáles son los avances de la compañía, los diferenciales de las soluciones que ofrecen y cuáles son los próximos pasos en el país. 

“Estamos muy contentos de haber celebrado el primer acuerdo con un generador privado como Aluar. La tecnología que utilizaremos es PMD (Permanent Magnet Direct Drive), similar a la que ya tenemos instalados en otros parques de Goldwind (totalizan 350 MW en Argentina), con la diferencia de que es más moderna, con un salto tecnológico de dos plataformas hasta la 5-S”, señaló. 

“En 2016 comenzamos con tecnología de imanes permanentes para mostrar su buen funcionamiento y performance. Y los podios logrados en cuanto a la disponibilidad y los factores de carga nos permitieron mostrar la tecnología y como carta de presentación para ofrecer y probar nuestras soluciones con los clientes, agregó.

Dicha tecnología de imanes permanentes de eje directo que ofrece la firma de origen chino cuenta con ventajas en la simpleza y menor cantidad de piezas, lo cual redunda en menor cantidad de horas de mantenimiento y se traduce en mayor disponibilidad de los equipamientos y generación de energía. 

Pero además del contrato con Aluar, Goldwind concretó un nuevo acuerdo con Genneia para un proyecto de menor envergadura a comparación del primero mencionado, a la par que mantiene altas expectativas de cara al cierre del presente año y el 2025. 

“Con ello reiteramos el compromiso con todo el mercado argentino y continuamos introduciendo esta tecnología en el país. Estamos muy orgullosos del camino que recorremos y las perspectivas son muy buenas, dado que para el fin del 2024 los objetivos están puestos en materializar varios proyectos en los que estamos trabajando desde hace tiempo”, reconoció Errea.

“Y para el 2025 tenemos un objetivo muy fuerte, de tal manera que trabajamos con un pipeline de 1,6 GW y por tanto queremos seguir captando clientes en Argentina, incrementar el market share y ser una alternativa viable y de calidad en el mercado del país”, concluyó.

La entrada Goldwind duplica su capacidad eólica en Argentina con sus nuevos proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

El 21 de agosto, Fortune China publicó oficialmente la lista Fortune Tech 50 de 2024, y la empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante, “LONGi”), fue seleccionada por sus destacados resultados en innovación tecnológica, desarrollo de productos y fabricación inteligente.

La lista Fortune Tech 50 pretende identificar a las empresas tecnológicas nacidas en China que están influyendo en el mundo. Estas empresas están impulsadas por la innovación, invierten continuamente en investigación y desarrollo, amplían activamente los escenarios de aplicación, han logrado resultados notables en el mercado nacional e incluso lideran las tendencias mundiales, contribuyendo de forma importante al desarrollo de las tecnologías del futuro.

La innovación es el alma de LONGi y la fuerza motriz interna para el desarrollo continuo de la industria fotovoltaica. Como miembro de la industria fotovoltaica china, LONGi ha realizado avances sistemáticos en barras, obleas, celdas y módulos de silicio monocristalino, contribuyendo al desarrollo de alta calidad de la industria.

En cuanto a las obleas, el proyecto dirigido por la empresa “Innovaciones tecnológicas clave y aplicaciones de la fabricación de obleas solares de silicio monocristalino de alta eficiencia y bajo coste” ganó el segundo premio del Premio Nacional al Progreso Científico y Tecnológico.

Es la primera vez que una empresa privada obtiene el máximo galardón en el campo de la ciencia y la tecnología nacionales como primera unidad finalizadora y primera empresa finalizadora desde la creación de este premio en el campo de la energía fotovoltaica en China.

La oblea LONGi TaiRay de nuevo desarrollo ha roto el dilema de la ausencia de avances en el rendimiento en el campo de las obleas de silicio monocristalino durante casi diez años, convirtiéndose en una veleta para el desarrollo de la tecnología de obleas.

En cuanto a las celdas, la empresa ha logrado avances en múltiples dificultades técnicas y de proceso de las celdas PERC y BC.

Las “Celdas solares de heterounión de silicio cristalino de contacto posterior de gran eficiencia y bajo coste” y las “Celdas en tándem basadas en silicio de gran eficiencia” dirigidas por el equipo de I+D de LONGi fueron seleccionadas con éxito como “Principales avances científicos y tecnológicos en el campo de la energía fotovoltaica en 2023”.

Desde este año, LONGi ha renovado sus propios récords mundiales con un 27.30% y un 34.6%, respectivamente, y actualmente es el “Doble Campeón” del récord mundial de celdas de silicio monocristalino y celdas en tándem cristalino-silicio-perovskita. Desde 2023, la empresa se ha centrado en actualizar e iterar la tecnología BC, formando una rica matriz de productos BC de escenario completo, creando más valor para los clientes con innovación tecnológica + satisfacción del escenario.

Al tiempo que logra la innovación tecnológica, LONGi también promueve activamente la innovación de fabricación inteligente.

En diciembre de 2023, la Base de Producción de Jiaxing de LONGi fue seleccionada como “Fábrica Faro” por el Foro Económico Mundial, que es también la primera de la industria fotovoltaica mundial. En esta “Fábrica Faro”, LONGi ha adoptado ampliamente nuevas tecnologías como Internet industrial, big data, inteligencia artificial y gemelos digitales, implementando con éxito más de 30 casos de uso digital. Con la ayuda de medios digitales e inteligentes, la empresa ha logrado el salto de la “fabricación” a la “fabricación inteligente.”

Como empresa global de tecnología solar, LONGi se adhiere al concepto de “buscar el desarrollo a través de la innovación”, se centra en las tecnologías industriales futuras y continúa liderando iteraciones tecnológicas y transformaciones industriales eficientes.

La empresa cuenta con un centro tecnológico empresarial nacional y ocho centros tecnológicos empresariales provinciales, y ha establecido un equipo técnico de I+D de más de 5,000 personas. Ha formado un eficiente sistema de I+D y suficientes reservas técnicas para “producir una generación, desarrollar una generación y reservar una generación” en torno a tecnologías de energía limpia como la fotovoltaica y la energía del hidrógeno. En los últimos cinco años, LONGi ha acumulado más de 23,500 millones de yuanes en inversión en I+D. A finales de 2023, la empresa había acumulado 2,879 patentes autorizadas diversas.

A lo largo de los años, LONGi ha estado a la vanguardia de la innovación tecnológica en la industria fotovoltaica, desde la innovación tecnológica hasta la innovación de productos y la fabricación inteligente. En el futuro, la empresa se adherirá a la investigación y el desarrollo independientes, mejorará continuamente la competitividad básica y seguirá creando valor para los clientes globales con productos y servicios más confiables y eficientes.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

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Este lunes, el presidente de Colombia, Gustavo Petro, publicó una alocución sobre las tarifas de energía eléctrica (ver transmisión) que abrió la polémica en el sector de energía.

Durante su discurso, lamentó que no pueda ser él quien regule el servicio público para reducir el precio de las tarifas y acusó a las empresas de energía de «especular» con su precio tornándolas cada vez más caras.

“Colombia es el único país de América Latina donde el costo de la energía no está regulado por el Estado. Las empresas pueden fijar el precio de la energía según el mercado, lo que les permite especular. (…) Tenemos que replantear esta fórmula y la regulación vigente para evitar que estas empresas establezcan precios que vayan en contra del bolsillo de los colombianos. Y en este gobierno lo hemos intentado, pero hemos encontrado obstáculos en el camino”, argumentó Petro.

En este marco, Carlos Alberto Zarruk Gómez, Presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de la Energía (CCENERGIA) le contestó al jefe de Estado a través de un comunicado.

«La legislación le asignó la función de regular las tarifas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), una institución conformada por expertos con dedicación exclusiva, enfocados en el estudio y regulación de los aspectos fundamentales en la prestación del servicio de energía. En este sector, las decisiones económicas deben basarse en análisis muy sólidos y profundos dada la complejidad técnico-económica en las diferentes variables de la prestación del servicio. Por esta razón, sería un error grave pretender fijar las tarifas basados fundamentalmente en criterios políticos».

Sin bien reconoció que se deben tener en cuenta consideraciones de orden político y social para darle un tratamiento especial a la población de más bajos ingresos, como ocurre actualmente con los subsidios en el costo de la tarifa de energía, aseguró que fijar los precios con criterios exclusivamente políticos y sociales «podría llevar a una crisis de efectos impredecibles en el sector con consecuencias catastróficas» en la prestación de un servicio fundamental para todos los colombianos.

De lo contrario, según Zarruk , los gobiernos y las entidades regulatorias tienen como reto expedir normas basadas en criterios y análisis técnicos, que permitan favorecer a la población de menores ingresos y, al mismo tiempo, controlar la captura irregular de beneficios por parte de los actores con gran poder de mercado.

«Nombrar expertos comisionados que cumplan con los requisitos para ejercer estas funciones, cumplir los compromisos de transferencias de subsidios, trasladar los saldos de la opción tarifaria, intensificar la implementación de generación distribuida, gerenciar de manera adecuada los fondos de apoyo, impulsar los programas de eficiencia energética, entre otras, son acciones que entre todos podemos implementar para controlar los costos de la tarifa, sin estigmatizar a quienes han creído en el país, invirtiendo en el sector energético, generando empleo, pagando impuestos y llevando bienestar y desarrollo a los colombianos», destacó.

Además de la Cámara Colombiana de la Energía, diversos gremios como ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS.NATURGAS y SER COLOMBIA, también criticaron los dichos de Gustavo Petro al detectar ciertas inconsistencias en su discurso.

A través de un escrito, advirtieron que el costo de la energía sí está regulado y que las empresas no pueden controlar ni alterar los precios de la energía a su favor.

«La fórmula tarifaria esta diseñada por la CREG en cumplimiento de tas funciones otorgadas en el articulo 73 de la Ley 142 de 1994, justamente para asegurar que los usuarios puedan recibir el cobro de costos eficientes de energía, y evitar practicas discriminatorias, abusivas o restrictivas en el mercado frente a la participación de pocos agentes, en línea con el articulo 34 de la Ley 142 de 1994″, explican.

En efecto, ante la propuesta del presidente de modificar la fórmula tarifaria, los gremios afirmaron que cualquier cambio debe cumplir con los criterios definidos en la Ley, y debe llevarse a cabo mediante un proceso transparente que incluya consultas y análisis de impacto.

Por otro lado, con respecto a la diversificación de la matriz colombiana, las asociaciones señalaron que son aliados de la integración de energías renovables y de las comunidades energéticas, razón por la cual han apoyado todos los procesos del gobierno alineados a este propósito.

Sin embargo, alertaron: «Los tiempos excesivos de trámites para los proyectos eólicos y solares está dificultando su oportuna entrada, por lo cual el gobierno debe tomar acciones articuladas entre las diferentes entidades públicas para procurar y agilizar la puesta en marcha de estos proyectos. Las fuentes renovables, aunque beneficiosas, requieren una inversión significativa y planificación para integrar eficientemente en el sistema existente».

A modo de conclusión, las entidades invitaron a construir la regulación del servicio público de energía con información certera y soluciones efectivas con el liderazgo del Gobierno Nacional y con la participación plural y democrática de los grupos de interés.

Para ello, sugirieron la entrada de los proyectos de generación y de transmisión en desarrollo para procurar mayor oferta y mejores precios; materializar de manera urgente los aportes comprometidos por el Gobierno para reducir el cobro de la Opción Tarifaria; radicar cuanto antes el proyecto de ley que garantiza la apropiación de estos recursos para los usuarios más vulnerables y apropiar recursos del Presupuesto General de la Nación para mitigar el impacto de las pérdidas no técnicas (fraude) que viene pagando la Costa Caribe.

A su vez, el Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (CEERA), comparte la necesidad de revisar la fórmula tarifaria, pero hace un llamado a que ello se lleve a cabo de manera organizada, técnica y con oportunidad, sin vulnerar lo establecido en la ley.

«Se invita a que en el marco de la prioridad no queden sin revisarse a profundidad los aspectos técnicos de las fórmulas tarifarias, las señales de eficiencia y de confiabilidad en el corto, mediano y largo plazo para la atención de la demanda, como tampoco darse los espacios para la participación ciudadana, tanto de los usuarios como de los prestadores que han realizado inversiones de largo plazo en el sector», subrayó.

A su vez, de acuerdo a la comunicación de la entidad, no solo hace falta revisar la fórmula tarifaria, sino también fomentar un aumento en la oferta diversificada, desconcentrada y descentralizada de generación de energía que aumente la competencia en contratos y permita una mayor participación de generación en el despacho en bolsa.

También propone fomentar la eficiencia y competencia de componentes regulados de transmisión y distribución, ya que una de las barreras a la entrada de nueva generación ha sido los retrasos en la expansión de red e introducir señales de tarifas horarias, la consideración de generación distribuida, comunidades energéticas y otros aspectos que permitirán una mejor formación de precio, entre otras.

La entrada Carlos Zarruk: «Es un error grave fijar las tarifas según criterios fundamentalmente políticos» se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Climate Group lanzaron el programa RE100 en Argentina durante un evento exclusivo en la Embajada Británica de Buenos Aires. 

La jornada denominada ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’ convocó a grandes empresas y autoridades gubernamentales del país, con el objetivo de impulsar la acción climática, acelerar la transición energética y lograr políticas que permitan sortear las barreras para que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable. 

RE100 es un movimiento de liderazgo global que acelera el cambio hacia redes eléctricas con cero emisiones de carbono a nivel mundial para 2040, donde más de 400 de las empresas más influyentes del mundo se comprometen a obtener el 100% de su consumo eléctrico global de fuentes renovables, impulsando el cambio global y creando la señal de demanda de energía verde.

El rol de CADER será de socio implementador local del programa RE100 en Argentina, a partir del acuerdo firmado a principios de julio del corriente año, tras más de un año de gestiones, incluyendo reuniones en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28) y en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

Por lo que durante el evento, los expositores destacaron la prioridad de aplicar el programa RE100 a nivel nacional, dado los compromisos ambientales asumidos por el país, el potencial para descarbonizar la matriz y la posibilidad para crear una estructura de mercado eléctrico que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de electricidad renovable.

“La inversión en energías renovables puede crear empleos, generar electricidad más barata y sin emisiones de carbono, contribuyendo al desarrollo de nuestras economías, mientras buscamos mantener a nuestro alcance el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5 grados y cumplir con los compromisos del Acuerdo de París”, afirmó Kirsty Hayes, embajadora británica en Argentina.

“Agradecemos a Climate Group y a la Embajada Británica en Buenos Aires por el apoyo para la realización de este evento. Estamos felices de iniciar esta alianza que permite generar sinergias para el desarrollo del sector renovable”, agregó Martín Parodi, presidente de CADER.

Además, desde Climate Group reforzaron el compromiso por trabajar en Argentina junto a empresas de servicios públicos o proveedores de electricidad para brindar opciones para la obtención de energías renovables a un costo razonable, promover inversiones directas en proyectos y apoyar un sistema creíble y transparente para emitir, rastrear y certificar Certificados de Atributos Ambientales (EAC) a precios competitivos.

“RE100 reúne a más de 400 empresas globales, todas ellas comprometidas a obtener el 100% de su electricidad a partir de energías renovables. Con CADER como nuestro socio local, esperamos dar la bienvenida a nuestra primera empresa argentina a la campaña RE100. Juntos, ayudaremos a los miembros de RE100 y a las grandes corporaciones argentinas a obtener un mayor acceso a la electricidad renovable y acelerar el proceso de descarbonización del país”, afirmó Ollie Wilson, director de RE100, Climate Group.

“Esta es nuestra primera asociación en América Latina y esperamos llevar la voz de nuestros miembros a los gobiernos y los reguladores para desbloquear el acceso a la electricidad renovable asequible. Con CADER, buscamos tener el mayor impacto posible, trabajando en todas las provincias del país”, concluyó.

También participaron del encuentro miembros de la Comisión Directiva de CADER, representantes de Climate Group, de la Embajada Británica en Buenos Aires, funcionarios del gobierno nacional y provincial, y representantes de grandes corporaciones con presencia en Argentina.

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En los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su cuarta edición en el mercado colombiano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Colombia” que se llevará adelante los días 29 y 30 de octubre de este 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia),  ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento, #FESColombia, Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, encabezará el panel «Renovables, Hidrógeno verde y almacenamiento en un contexto de transición energética» a través de su Managing director, Roberto Lares.

Con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación, logística y políticas públicas para el avance de proyectos renovables en Colombia, Lares expondrá sobre la necesidad de un marco regulatorio que incentive los sistemas de almacenamiento para dar respuesta a los vertimientos de energía.

Además, destacará el papel fundamental que jugarán las baterías en la producción del combustible del futuro: el hidrógeno verde. En efecto, el referente reveló a Energía Estratégica que Wärtsilä ya ha lanzado su primera planta 100% de hidrógeno, una central basada en un innovador sistema de motor llamado W2031SG de 11 MW y que esperan seguir trabajando para impulsar esta industria en el país.

A su vez, dicho panel contará con la participación de Luis Felipe Vélez, Líder Comercial en Celsia, empresa de energía del grupo Argos, que está experimentando una fuerte expansión en Centroamérica, especialmente en el negocio de energías renovables y eficiencia energética.

La compañía ha anunciado recientemente la puesta en operación del tramo 1 de un proyecto clave en la Costa Caribe colombiana, que incluye la nueva subestación Toluviejo de 220 kV, y su conexión con la subestación Chinú, a través de la construcción de 40,9 kilómetros de la nueva línea de transmisión nacional, lo cual incluyó la instalación de 92 torres de energía.

Se espera que el portavoz de la firma revele los avances del segundo tramo de dicha inversión y que también brinde detalles del resto de proyectos en los que están trabajando en el país para diversificar la matriz y reducir sus emisiones.

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Con la llegada de Claudia Sheinbaum a la presidencia de México, el país se enfrenta a una oportunidad histórica para convertirse en una potencia en el despliegue de energía solar al 2030. Leonardo Beltrán, Non-Resident Fellow del Instituto de las Américas, observó que el panorama es propicio para el desarrollo de un “sexenio solar”, dado que las señales iniciales de la nueva administración indican un fuerte compromiso con la inversión en energías renovables.

Uno de los primeros indicios de esta orientación es el documento de los «100 puntos» de la nueva administración, donde se compromete con el impulso de la transición energética, indicando que se construirán nuevas plantas fotovoltaicas, eólicas, hidráulicas, geotérmicas, e hidrógeno verde, además de promover el acceso a paneles y calentadores solares en techos de las viviendas y comercios. «Eso ayuda además a bajar el costo de la luz y del gas, y al mismo tiempo haremos de México un ejemplo mundial en el concierto de las naciones frente al cambio climático global», indicó.

¿Cómo lo hará? Ante gremios empresarios aseguró que destinará 13 mil 566 millones de dólares al 2030 en esos proyectos de generación eléctrica que estarán contemplados en su propuesta de un Plan Nacional Energético ya no sólo en miras al 2030 sino también al 2050.

En conversación con Energía Estratégica, Beltrán señaló que, si bien el gobierno ha manifestado su interés en diversas formas de energía renovable, la energía solar presenta la ventaja de ser la más rápida de implementar, lo que la posiciona como una prioridad en la agenda energética.

“Si la idea es materializar esos 13 mil millones en los siguientes seis años, pues entre más tiempo tarden, más difícil será la materialización de esa inversión”, advirtió.

Además de la rapidez en el desarrollo de proyectos solares, otro factor que respalda esta apuesta es la creciente demanda de generación distribuida y almacenamiento de energía, que el gobierno también ha incluido en sus prioridades. En este contexto, la energía solar se presenta nuevamente como una opción ventajosa debido a su flexibilidad y adaptabilidad a diferentes escalas de proyectos.

La posibilidad de que México se convierta en una potencia en el despliegue solar durante el sexenio de Sheinbaum es alta, según Beltrán. “Todas las condiciones están dadas. Hay recurso solar prácticamente generalizado en todo el país. Hay experiencia importante, como el proyecto solar de Sonora. Y hay interés del propio gobierno para desarrollar proyectos de energías renovables”, subrayó.

Asimismo, Beltrán recalcó la necesidad de seguir las tendencias globales de transición energética, recordando que México se ha comprometido internacionalmente a triplicar las energías renovables y duplicar la eficiencia energética para 2030. Estos compromisos internacionales, junto con la ventaja competitiva que representa el uso de energías limpias en la producción industrial, son incentivos adicionales para que el país avance en la adopción de energía solar.

En este contexto, otro elemento relevante es el tema de desarrollo de talento e investigación y desarrollo. Desde la perspectiva de Beltrán, sin duda, tener ahora el CONACYT como Secretaría de Ciencia, Humanidades, Tecnología e Innovación es una señal muy relevante, pero tendría que venir acoplada al desarrollo de talento justo para poder apuntalar no solamente el capital natural, sino el capital social necesario para materializar ese sexenio de liderazgo.

Subastas y alianzas público privadas para el desarrollo y ejecución de nuevos proyectos

En cuanto al modelo de desarrollo de estos proyectos, Beltrán señaló que la situación financiera de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) hace que sea fundamental la participación del sector privado, ya sea mediante subastas competitivas o alianzas público-privadas.

“El primer reto es financiero… si no hay manera de desarrollar o de permitir que el sector privado desarrolle proyectos, pues la alternativa sin duda es trabajar junto con el gobierno, con la Comisión Federal de Electricidad”, afirmó.

Ahora bien, tanto en el corto como en el largo plazo sería importante reforzar la confianza de los inversionistas en el mercado mexicano. Por ello, el referente consultado sugirió que una manera de fortalecer aún más este entorno sería la inclusión de representantes del sector privado en los órganos de decisión, como el CENACE, lo que podría robustecer la confianza y atraer más inversiones:

«En el CENACE hoy no es necesario hacer ninguna modificación al marco jurídico para invitar, por ejemplo, miembros independientes a su Junta Directiva que podrían ser representantes de, por ejemplo, la Asociación Mexicana de Energía Solar o de la Asociación Mexicana de Energía Eólica o de alguno de los gremios del sector energético, justo para reflejar las condiciones que está enfrentando el sector privado que mejor permitan robustecer el entorno para que puedan desarrollarse proyectos públicos privados. Sería una forma inmediata de modificar la estructura corporativa o el gobierno corporativo de las instituciones, que no requiere ningún cambio y que además mandaría una señal sólida de que debe trabajar en conjunto con el sector privado».

Con todos estos elementos en juego, Leonardo Beltrán, Non-Resident Fellow del Instituto de las Américas, afirmó que el nuevo gobierno tiene en sus manos la posibilidad de hacer de este sexenio uno de los más significativos en términos de transición energética, posicionando a México como una potencia en el desarrollo de energía solar a nivel regional y global.

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La presidenta electa de los Estados Unidos Mexicanos, Claudia Sheinbaum, presentó a Víctor Rodríguez Padilla como el próximo director general de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Y esta designación de Rodríguez Padilla, un destacado académico y experto en temas energéticos, señala un nuevo rumbo para la empresa estatal.

Durante su intervención, tanto Sheinbaum como Rodríguez Padilla dejaron claro que, bajo su mandato, PEMEX no solo se concentrará en la producción de combustibles fósiles más limpios, sino que también se sumará al desarrollo de energías renovables, en un esfuerzo por contribuir a la sostenibilidad del país.

Rodríguez Padilla, quien cuenta con más de 42 años de experiencia en el sector energético, subrayó la necesidad de una transformación en la matriz energética de México.

«En el balance energético nacional, si ustedes checan los datos de la Secretaría de Energía, el 88.8% del consumo de energía en el país es energía fósil, fundamentalmente gas, que es el principal energético que consume el país, y petróleo», afirmó. A pesar de esta fuerte dependencia de los combustibles fósiles, Rodríguez Padilla enfatizó que PEMEX tiene la responsabilidad de liderar el cambio hacia fuentes de energía más limpias.

El enfoque de sostenibilidad será un pilar central durante el mandato de Rodríguez Padilla. El nuevo director de PEMEX afirmó que la empresa continuará aumentando la producción de combustibles cada vez más limpios, en línea con los objetivos ambientales del país.

«Estamos construyendo en este momento las coquizadoras de Tula y Salina Cruz, y todos los sistemas de captación y recuperación de azufre en el Sistema Nacional de Refinación», explicó, subrayando que estas iniciativas contribuirán a reducir la contaminación y promover un entorno más limpio.

Además, Rodríguez Padilla se comprometió a mantener la producción en 1.8 millones de barriles por día, un desafío crucial para abastecer a las refinerías del país. «Este es un esfuerzo importante, y en este gobierno se ha hecho un trabajo significativo para aumentar la producción, a pesar de las dificultades geológicas y la falta de inversión en años anteriores», dijo.

En paralelo, el próximo director general aseguró que se comprometerá con la transición energética y anticipó que durante los próximos seis años, PEMEX no solo continuará con su producción tradicional de petróleo y gas, sino que también se adentrará en la generación de energía renovable.

«Vamos a hacer un esfuerzo mayúsculo en desarrollar las fuentes renovables de energía, todas las que podamos», declaró Rodríguez Padilla, destacando que PEMEX jugará un papel fundamental en esta transición. «PEMEX no se va a limitar a hacer petróleo, gas y condensados (…) vamos a hacer energía eólica, energía solar, energía eólica offshore», añadió.

Asociaciones estratégicas para impulsar un cambio de rumbo en PEMEX

Para alcanzar estos ambiciosos objetivos, Rodríguez Padilla señaló la importancia de establecer alianzas estratégicas con diversos sectores de la sociedad, incluyendo universidades y empresarios. Estas asociaciones, según explicó, serán cruciales para desarrollar los proyectos energéticos del futuro.

«Vamos a hacer materiales estratégicos, entre ellos el litio, uno de los elementos constituyentes de las fuentes renovables, porque sin ellos no hay futuro», señaló, enfatizando el compromiso de PEMEX con la sostenibilidad.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos y el lanzamiento de subasta de Cargo por Confiabilidad, entre otros.

Este aumento en la preocupación por el cambio climático y la reducción de emisiones impulsan la transición a energías más limpias han provocado un crecimiento en la demanda laboral de la industria renovable.

En el informe “Empleos verdes y petróleo: retos y oportunidades” elaborado por Climate Tracker, la Directora Ejecutiva del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE),  Ángela Álvarez Gutiérrez , proyecta una creación de más de 30.000 empleos verdes en los próximos años, cifra que vendrá aparejada de un crecimiento muy significativo en los sectores de energías renovables, manufactura sostenible y construcción ecológica.

“Antes en las empresas de hidrocarburos no se hablaba de gestión eficiente de la energía, pero hoy hay muchas entidades que tienen equipos destinados a cambiar prácticas operativas que les permitan reducir el consumo”, explica.

En este contexto, advierte que este camino hacia la diversificación de la matriz colombiana genera oportunidades laborales tanto en puestos dedicados a reducir las emisiones dentro del sector de hidrocarburos como en proyectos 100% renovables.

En este sentido, se abrirán muchas vacantes vinculadas al Project Finance y puestos como project manger, site managers, ingenieros de conexión, técnicos en energías no convencionales y certificaciones.

Según Álvarez, una de las industrias más prometedoras para el futuro será la geotermia, una fuente de energía renovable poco estudiada en Colombia que se encuentra en fase exploratoria. Esta podría generar 1.170 megavatios (MW) de energía y cubrir cerca del 30% de la demanda del país. 

Por otro lado, la funcionaria identifica que la escasez de perfiles especializados y la falta de capacitación en un sector tan dinámico serán los principales obstáculos para la creación de esos 30 mil empleos verdes en Colombia.

“La capacitación es un deber en que Colombia está atrasado. Hay un gran potencial, pero el lenguaje que se ha utilizado es excluyente. Cuando se habla de transición energética no sé por qué en el país automáticamente se piensa que es acabar con los hidrocarburos. Eso genera una barrera de entrada con todos los actores y las personas que trabajan en este sector, para identificar oportunidades por desconocimiento”, enfatiza.

En otras palabras, la ejecutiva insiste en que muchos de esos empleos verdes se darán en industrias que tradicionalmente son contaminantes como la petrolífera, minera y cementera, entre otras.

No obstante, la necesidad de fomentar la formación y el desarrollo profesional se presenta como una medida esencial para lograr esas oportunidades laborales, no solo en Colombia sino en toda la región.

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Celsia empezó la construcción de tres granjas solares de 19,9 MW cada una, en La Mesa, zona rural de Valledupar, Cesar, que sumarán 59,7 MW de energía limpia y renovable para la región y el país. Las granjas ocuparán un perímetro de 80 hectáreas de terreno, donde se instalarán más de 210.000 paneles solares (70.000 en cada granja), y su construcción podría tardarse entre 10 y 12 meses.

Durante este periodo se impulsará el empleo en esta región del país, en el pico más alto se prevé dar trabajo a unas 300 personas.

Julián Cadavid, líder de transmisión y distribución de Celsia, indicó que este complejo de granjas solares se conectará a la subestación de la empresa Transelca y será de gran importancia para la región porque le dará confiabilidad y seguridad al servicio con energía renovable que será inyectada al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

Asimismo, Cadavid explicó que estas son las primeras granjas solares de Celsia en este departamento, y que para el proceso de licenciamiento la compañía realizó una consulta previa con cuatro pueblos indígenas aledaños a la Sierra Nevada de Santa Marta.

“Fue un proceso muy amable, exitoso, aprendimos mucho y pudimos llegar a todos los acuerdos. Una vez gestionadas las licencias, dimos paso a este nuevo hito: empezar esta construcción; esto nos tiene muy contentos porque lo veníamos planeando desde hace tres años”, afirmó.

Celsia alcanzará este año los 350 MW de energía solar Este año, la compañía alcanzará los 350 MW de capacidad de generación solar a través de granjas mayores a 8 MW en Colombia, lo que nos consolida como líderes de este tipo de energía renovable en el país. A la fecha, son 17 las granjas instaladas de la mano del aliado Cubico Sustainable Investments, líder mundial en energías renovables.

De estas, 8 granjas entregan su energía (113,7 MW) a clientes industriales, 7 están ubicadas en el Valle del Cauca y 1 en Tolima. Las demás aportan el 100% (186,4 MW) al SIN. En la actualidad tenemos en construcción más de 200 MW en granjas de más 8 MW de capacidad en el Valle del Cauca, Tolima, Cauca y las mencionadas en el Cesar.

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YPF Luz y McEwen Copper, subsidiaria de la minera  internacional McEwen Mining, firmaron un memorando de entendimiento (MDE) que permite a  las compañías negociar de manera exclusiva para asegurar el abastecimiento de la demanda del  proyecto Los Azules, en la provincia de San Juan, con energía de fuente renovable.  

El acuerdo prevé, además, la conexión del proyecto al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)  mediante una línea de alta tensión cuyo diseño, construcción y financiamiento estará a cargo de  YPF Luz, mientras que la energía a suministrar provendrá de activos renovables de la compañía  conectados al SADI.  

Michael Meding, VP de McEwen Copper y gerente general del proyecto Los Azules, manifestó:  “Los Azules va a cumplir un rol clave para la Argentina y para el mundo con una contribución  importante en la descarbonización. El potencial geológico que tiene posicionará a San Juan en el  mapa internacional de los recursos para la transición energética y en ese lugar, YPF Luz es un  aliado estratégico para cumplir con nuestro objetivo de ser 100% renovables”. 

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “Estamos felices de dar este nuevo paso con  McEwen Copper y contribuir a viabilizar la producción de cobre sustentable, fundamental para la  transición energética. Este acuerdo demuestra nuestro compromiso con brindar soluciones  energéticas integrales que se adaptan a las necesidades de cada cliente, en este caso con obras  eléctricas que permiten al proyecto abastecerse de energía confiable y renovable.”  

El MDE robustece la alianza entre ambas compañías, que comenzó a principios de 2023, con la  firma de un acuerdo inicial para trabajar en conjunto en la búsqueda de soluciones que  garanticen el suministro eléctrico a Los Azules.

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 La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante «LONGi»), se complace en anunciar que la compañía ha sido galardonada con la ISO 20400 para la Adquisición Sostenible por SGS, marcando los logros sobresalientes de la compañía en el campo de la gestión de adquisiciones sostenibles.

La contratación sostenible es una parte importante de la estrategia de desarrollo sostenible de una empresa. La Guía ISO 20400 proporciona un marco completo para ayudar a las organizaciones a reducir el impacto sobre el medioambiente a través de la contratación sostenible.

También ayuda a las organizaciones a abordar cuestiones como los derechos humanos, las prácticas laborales, las operaciones justas, la gestión de las relaciones con los proveedores, la mejora de los costes y la mejora del rendimiento de las compras.

La obtención de este certificado es un hito en la construcción de la cadena de suministro sostenible de LONGi, que no sólo demuestra su sentido de la responsabilidad como líder mundial en innovación tecnológica de energía verde, sino que también muestra su firme determinación de integrar estrechamente la gestión de adquisiciones con el desarrollo sostenible social y medioambiental y los requisitos ESG en las operaciones globales.

Tian Ye, Vicepresidente de LONGi, declaró: “LONGi siempre se ha adherido a un enfoque centrado en el cliente, respondiendo activamente a sus expectativas y a las de otras partes interesadas para la cadena de suministro sostenible.

Mediante la plena aplicación del sistema ISO 20400, hemos integrado la gestión de la contratación sostenible en las prácticas de contratación de todo el ciclo de vida, transmitiendo continuamente el concepto de desarrollo sostenible a las empresas anteriores y posteriores de la cadena de suministro, adhiriéndonos a los principios de contratación de equidad, justicia, apertura y transparencia, y construyendo conjuntamente un sistema de contratación sostenible y responsable para garantizar la seguridad y sostenibilidad de la cadena de suministro y lograr una situación beneficiosa para todos”.

Desde 2022, LONGi ha lanzado sucesivamente el “Green Partner Empowerment Plan” y la “Green Sustainable Supply Chain Action”, ha llevado a cabo auditorías ESG/CSR para proveedores, ha promovido la política de gestión de la adquisición de minerales conflictivos, ha ayudado a los proveedores a realizar inventarios de carbono y a ahorrar energía y reducir emisiones, y ha practicado continuamente el desarrollo sostenible de la cadena de suministro.

Con el fin de integrar el concepto de sostenibilidad en la estrategia de adquisición de la empresa, el departamento de cadena de suministro de LONGi ha diseñado, junto con el desarrollo sostenible del grupo y los requisitos de planificación ESG, ha coordinado a todos los departamentos y ha propuesto una política de adquisición sostenible de “equidad, justicia, integridad, cumplimiento de la ética empresarial, práctica de la responsabilidad social corporativa, defensa de la adquisición ecológica y consecución de beneficios mutuos y beneficios para todos”, ha formulado una serie de políticas de adquisición sostenible y planes de acción y los ha aplicado de manera eficiente en las operaciones de la empresa, obteniendo en última instancia el reconocimiento de organizaciones de terceros.

La obtención por parte de LONGi de la ISO 20400 de Adquisición Sostenible no es sólo un testimonio de los esfuerzos realizados en el pasado, sino también un nuevo punto de partida para mejorar la gestión sostenible de la cadena de suministro.

Con la globalización de los negocios de la empresa, ésta sigue las normas internacionales pertinentes y las leyes y reglamentos de los países y regiones donde está ubicada la empresa, toma la satisfacción del cliente como punto de partida y mejora continuamente la gestión de riesgos y el rendimiento de la gestión de la adquisición sostenible, contribuyendo al desarrollo sostenible de la industria mundial de la energía verde.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

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Buenas noticias en torno a la Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo, que busca adjudicar 1500 MW. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) comunicó que finalmente los Términos De Referencia (TDRs) fueron aprobados y el proceso podrá seguir su curso.

Durante la semana pasada, el abogado Rafael Virgilio Padilla Paz, comisionado presidente de la CREE, había sido acusado por autoridades nacionales de obstaculizar su avance. El mismo Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), denunció que esas demoras estarían vinculadas a «sectores poderosos» que no quieren que prosperen nuevos proyectos de generación en el país:

«Grupos oscuros, sectores poderosos, están tratando de boicotear el proceso, no quieren que se licite energía de forma transparente porque quieren que se les prolonguen los contratos».

Tras aquellos cuestionamientos, finalmente el jueves 22 a las 14 h Virgilio Padilla convocó a los comisionados y, con dos votos a favor y uno en contra, se terminaron por aprobar los términos de referencia cuestionados por el presidente del organismo regulador.

De esta manera, Honduras se alista para hacer frente a sus déficit de generación actual con nueva tecnología y a menores precios que los actuales. Ya que, de acuerdo con la presentación preliminar llevada a cabo en abril de este año, la metodología de evaluación del proceso será por rondas sucesivas, siguiendo el modelo de la última licitación del vecino país Guatemala, y utilizando un algoritmo de minimización de precios exclusivo para ir escogiendo las ofertas más competitivas del mercado.

Las expectativas ascienden para agentes generadores renovables en Honduras ya que la convocatoria de 1500 MW promete que un 65% como mínimo de las adjudicaciones de largo plazo que se realicen serán para energías renovables, entre ellas solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica.

Entendiendo que las plantas ganadoras deberán iniciar operación de manera continuada y sostenida a partir del 2027 y hasta el final de la década, de manera de poder cubrir no sólo el déficit de generación actual sino la demanda creciente en el país al 2030, la tecnología solar fotovoltaica se podría imponer por su rapidez de implementación.

Según pudo saber Energía Estratégica, desde el sector privado estarán privilegiando las ofertas de generación fotovoltaica en solitario pero, se baraja la posibilidad de que en menor medida también se participe con proyectos solares fotovoltaicos híbridos con baterías para almacenamiento energético.

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Teniendo en cuenta la cantidad de solicitudes de derecho de conexión de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se ve un fuerte interés por parte de los  inversionistas de desarrollar proyectos renovables en Colombia. 

No obstante, el país enfrenta una serie de desafíos para absorber toda esa demanda de nuevos desarrollos. Esto se vio evidenciado el año pasado cuando se asignaron alrededor de 7 GW en conexiones de las 57 GW adicionales que estaban en solicitud.

En este marco, Diego Echeverri Yepes, ingeniero electricista con más de catorce 14 años de experiencia en la regulación del sector eléctrico colombiano, afirma que existen fuertes barreras en la asignación de puntos de conexión para nuevos proyectos renovables en Colombia, durante un webinar (ver transmisión) llevado adelante por la consultora EIT (Energía, Innovación y Talento) .

“Ante la entrada de nuevos proyectos renovables, la asignación de puntos de conexión se vuelve muy limitada. Esto se ha tornado un tema polémico en Colombia porque si bien se han asignado muchos proyectos en los últimos años, la gran mayoría ha quedado fuera”, explica.

Y agrega: “Ese procedimiento ha sido muy cuestionado porque no se conoce el criterio ni la razón por la cual a algunos se les asigna la capacidad de transporte y a otros no. La UPME ha tratado de reglamentar este sistema de asignaciones de la mejor manera posible pero se ha abierto mucho el debate y sigue siendo un cuello de botella en el país”.

Además, advierte que Colombia exige el cumplimiento de muchos requisitos técnicos para que los proyectos entren en operación en tiempo y forma. En muchos casos, no se llega con la permisología en los plazos solicitados y se pierde el punto de conexión, dejando los proyectos en stand by.

En este sentido, recomienda a los entes gubernamentales eliminar trabas regulatorias  y exigencias adicionales a los operadores de red y agilizar el permitting para evitar demoras en la construcción de proyectos .

“Estamos en un momento muy dinámico en actividad de transmisión en Colombia. La UPME le está apuntando a tratar muchos proyectos de infraestructura que no se han podido ejecutar por años. Todo indica que se viene la construcción de un número importante de proyectos y hay que estar preparados para ello”, enfatiza.

De esta forma, el experto señala que por la creciente demanda de energía que experimenta el país por fenómenos como El Niño, Colombia debe acelerar el fortalecimiento de la transmisión ya que sin esta, será imposible avanzar en la transición energética.

Por último, analiza la actividad con respecto a otras regiones de Latinoamérica y sugiere convertir los retos en ventanas de oportunidad.

 “En Colombia la actividad de transmisión es bastante sencilla comparada con otros países como Brasil y Perú que tienen las concesiones de por medio. En Colombia no hay concesiones sino que se ganan las convocatorias y después de los 25 años esos activos pasan a ser remunerados como activos de uso, de acuerdo a la metodología vigente en ese momento. Mientras que en otras regiones el transportador debe renovar la concesión, en este país no es necesario”, concluye.

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